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Le contexte de développement du stockage

L’électricité est une énergie qui ne se stocke pas

Si la majorité des énergies primaires (gaz, pétrole ou charbon) se stocke facilement, il est en revanche très difficile de stocker l’électricité en grande quantité. Cependant, il est possible de la convertir en d’autres formes d’énergies intermédiaires et stockables (potentielle, cinétique, chimique ou thermique).

Jusque dans les années 1980, les moyens de conversion permettant le stockage du courant alternatif étaient excessivement coûteux, voire très peu fiables ou inexistants. Cela a évolué avec l’arrivée de l’électronique de puissance plus performante et dont les puissances traitées sont maintenant quasiment illimitées. Aujourd’hui, les recherches sur le sujet du stockage sont légion. En témoignent les nombreux travaux lancés tant à l’échelon français qu’à échelon européen.

Le stockage, cause énergétique internationale

En effet, dans un de ses rapports publiés en 2009, l’Agence internationale de l’énergie estime les besoins de stockage supplémentaires pour l’Europe occidentale entre 0 et 90 GW d’ici 2050, en fonction des progrès des techniques de prévision météorologique (en particulier concernant l’énergie éolienne) et du développement des réseaux électriques intelligents. Ces estimations sont fondées sur l’hypothèse d’une production électrique assurée à 30 % par des énergies renouvelables (Blue Map Scenario 2050).

La Commission européenne a fait du stockage de l’électricité un de ses chantiers prioritaires et a souligné à plusieurs reprises le rôle primordial du stockage : communication du 10 novembre 2010 « Énergie 2020 – Stratégie pour une énergie compétitive, durable et sûre », demande de réalisation d’une analyse des capacités de stockage nécessaires en Europe dans un schéma d’ensemble de toutes les infrastructures prioritaires pour 2020-2030, etc. En outre, le 20 juillet 2010, l’Union européenne a lancé un nouvel appel à projets dans le domaine de l’énergie qui englobe, entre autres, la thématique du stockage de l’électricité. Pour la Commission européenne, l’objectif est de retenir un ou deux projets collaboratifs de démonstrateurs améliorant la « gestion de l’énergie sur différents aspects pour élargir le recours à la production d’électricité par les énergies renouvelables, y compris en termes de qualité du courant ». L’enveloppe d’aide budgétaire prévue se situera entre 20 et 50 millions d’euros.

En France, le stockage est également considéré comme un élément clef à prendre en compte dans les années à venir : la DGEC parle d’un « vecteur énergétique très prometteur dans la décarbonisation des usages énergétiques » et de nouvelles solutions de stockage sont expérimentées dans les différents démonstrateurs : Millener, Nice Grid, Pégase, etc.

Quatre enjeux prioritaires ont été identifiés :

  • les systèmes de stockage doivent prendre en compte tous les enjeux environnementaux (analyse de type cycle de vie) ;
  • la valorisation économique du dispositif de stockage doit être intégré dès la conception ;
  • le développement de procédés industriels doit être accompagné (d’où l’idée de lancer des démonstrateurs) ;
  • le cadre institutionnel et réglementaire propice au déploiement du stockage doit être défini.

Une solution à l’intermittence des énergies renouvelables

Demande croissante en électricité, notamment lors des périodes de pointes de consommation, pressions environnementales, développement de moyens de production intermittents et nouveaux usages de l’électricité sont autant d’éléments qui rendent plus difficile la stabilisation des réseaux et in fine mettent en danger l’équilibre du système électrique.

En effet, alors qu’un doublement de la consommation mondiale d’électricité est prévu d’ici 2050, passant de 20 000 TWh/an aujourd’hui à environ 40 000 TWh/an (source : Agence internationale de l’énergie - AIE), les Etats membres de l’Union européenne se sont fixés des objectifs ambitieux d’efficacité énergique, de développement des énergies renouvelables et de réduction d’émission de CO2 (« objectifs 3 x 20 »).

Dans ce contexte, de nouvelles solutions de flexibilité sont amenées à se développer. Les solutions actuelles : recours aux moyens de production flexibles, tels que les centrales thermiques, dispositifs de prévision de la production grâce notamment aux analyses météorologiques, systèmes de gestion de la demande, développement des interconnexions permettant le foisonnement sur le territoire européen, ne répondent pas pleinement au problème posé (trop coûteuses ou trop polluantes) ou ne sont simplement pas suffisantes en elles-mêmes.

Le recours au stockage apparaît alors comme l’une des solutions complémentaires en permettant de réduire la quantité nécessaire en moyens de pointe et de fournir d’importants services aux réseaux.
Par conséquent, son déploiement aurait de multiples avantages :

  • un gain environnemental lié au déverrouillage du déploiement à grande échelle d’énergies décarbonées, ainsi qu’en cas de remplacement de centrales thermiques ;
  • la capacité d’apporter des réponses centralisées ou décentralisées pour des contraintes locales ou globales ;
  • une indépendance vis-à-vis des ressources fossiles, avantage économique sur le long terme, car une augmentation des prix de ces ressources et de celui du CO2 est prévisible.

La disponibilité du stockage à un coût compétitif et à grande échelle sera donc un facteur clé pour répondre à l’accroissement de la pénétration des énergies renouvelables et à la variabilité de la demande.

En outre, le stockage a de multiples autres avantages, notamment pour la gestion du réseau :

  • participer à l’équilibre production/consommateur ;
  • lisser les pointes et réduire la consommation de combustibles fossiles ;
  • éviter l’investissement dans de nouvelles centrales de pointes ou d’extrêmes pointes ;
  • limiter les arrêts/démarrages des groupes thermiques et améliorer le rendement des centrales thermiques ;
  • palier à des ruptures de production d’énergies fatales (période sans vent par exemple) par un report d’énergie sur plusieurs jours ;
  • lisser la production intermittente (photovoltaïque et éolien) ;
  • permettre le développement des EnR au-delà des 30 % dans les ZNI ;
  • contribuer aux services système ;
  • s’affranchir des coupures d’électricité (backup) ;
  • améliorer la qualité de la tension, etc.

Si l’utilité du stockage de l’électricité ne fait plus débat aujourd’hui, plusieurs problématiques devront être résolues avant que celui-ci ne soit déployé à grande échelle. Quelles sont les technologies les plus prometteuses ? Quels services peut rendre le stockage au système électrique ? Comment lever les freins réglementaires, régulatoires et économiques au déploiement du stockage ? Quel sera le modèle économique du stockage d’électricité ?

Pour en savoir plus :

Communication de la Commission européenne « Énergie 2020 – Stratégie pour une énergie compétitive, durable et sûre »
EURELECTRIC Report - Decentralised Storage : Impact on future distribution grids

Les différentes technologies stationnaires de stockage de l’électricité

Les solutions de stockage d’énergie se divisent en six catégories :

  • mécanique (barrage hydroélectrique, Station de transfert d’énergie par pompage - STEP, stockage d’énergie par air comprimé – CAES, volants d’inertie),
  • électrochimique (piles, batteries, vecteur hydrogène),
  • électromagnétique (bobines supraconductrices, supercapacités),
  • thermique (chaleur latente ou sensible).

Stockage mécanique

Station de pompage

Les stations de pompage sont des technologies de stockage par gravitation. Elles sont composées de deux retenues d’eau à des hauteurs différentes reliées par un système de canalisations. Elles sont équipées d’un système de pompage permettant de transférer l’eau du bassin inférieur vers le bassin supérieur en heures creuses. En heures pleines, la station fonctionne comme une centrale hydroélectrique classique.

On distingue deux types de pompage :

  • les stations de pompage d’apports : elles permettent de remonter via des pompes un volume d’eau entre son propre réservoir et le réservoir supérieur d’une chute turbinage. Les eaux turbinées proviennent ainsi des apports gravitaires et des apports de la station de pompage ;
  • les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) : elles sont caractérisées par un fonctionnement en cycles pompage-turbinage entre un réservoir inférieur et un réservoir supérieur, grâce à des turbines-pompes réversibles. Le pompage peut être « mixte » (les eaux turbinées proviennent des apports gravitaires et des apports de la station de pompage) ou « pur » (les apports naturels au réservoir supérieur sont négligeables).


Source : Bernard Multon et Jacques Ruer – Stocker l’électricité : oui c’est indispensable et c’est possible

La taille importante des installations permet de stocker de grandes quantités d’énergie, jusqu’à plusieurs jours de production en fonction de la taille des réservoirs, et d’importantes capacités de puissance mobilisables en quelques minutes, de quelques dizaines de mégawatts à plusieurs gigawatts en fonction de la hauteur d’eau.

Les STEP peuvent également être installées en façade maritime, avec la mer comme retenue inférieure et une retenue amont au sommet d’une falaise ou constituée par une digue. Il existe aujourd’hui une STEP marine à Okinawa au Japon et, en France, EDF SEI a des projets à La Réunion, la Guadeloupe et en Martinique.


Source : EDF SEI

Les stations de pompage jouent un rôle important en période de pointe et sont un élément fondamental de sécurité du réseau dans la mesure où leur production est mobilisable en quelques minutes. La France compte sur son territoire 4 200 MW de capacités de STEP (4 170 MW en pompage, 4 940 MW en turbinage – Source DGEC 2010), ce qui représente 4 % de la capacité de production installée. La dernière STEP fut mise en service en 1987 et il n’y a pas aujourd’hui, en métropole, de nouvelles capacités en construction.

La Programmation Pluriannuelle des Investissements de production d’électricité prévoit d’augmenter les capacités d’énergies hydroélectriques de 3 000 MW sur la période 2009-2020. Si tout ce potentiel était exploité, on pourrait gérer les pointes de consommation hivernales en France sans faire appel aux centrales thermiques. L’attrait du stockage par STEP est donc un formidable vecteur de durabilité de l’approvisionnement électrique.

Il est probable que de nouvelles capacités de STEP soient planifiées dans le cadre du renouvellement des concessions hydroélectriques. La définition du marché de capacité prévu par la loi Nouvelle Organisation des Marchés de l’Electricité, dite loi NOME, permettrait également le développement de nouvelles capacités de stockage d’électricité.

Cependant, les projets hydroélectriques peuvent avoir des impacts environnementaux et sociaux importants qui freinent l’acceptabilité de ces ouvrages.

Stockage d’énergie par air comprimé

Les installations de stockage d’énergie par air comprimé (Compressed Air Energy Storage - CAES) de grande puissance consistent, en utilisant l’électricité disponible à bas coût en période de faible consommation, à stocker de l’air dans des cavités souterraines (ancienne mine de sel ou caverne de stockage de gaz naturel) grâce à un compresseur. Au moment de la pointe de consommation, cet air comprimé est libéré pour faire tourner des turbines qui produisent ainsi de l’électricité.


Source : Bernard Multon et Jacques Ruer – Stocker l’électricité : oui c’est indispensable et c’est possible

Le rendement des CAES est malheureusement réduit car la compression de l’air s’accompagne d’un échauffement. Afin d’en améliorer la performance, des systèmes de stockage thermique sont en cours de développement afin de récupérer la chaleur (stockage adiabatique).

Pour en savoir plus :

Intervention d’Emmanuel Puchala – Forum Stockage de la CRE
Interview d’AGNES

Stockage inertiel

Longtemps utilisé pour la régulation des machines à vapeur, le principe du volant d’inertie permet aujourd’hui de stocker temporairement l’énergie sous forme de rotation mécanique.

Un volant d’inertie est constitué d’une masse (anneau ou tube) en fibre de carbone entraînée par un moteur électrique.

L’apport d’énergie électrique permet de faire tourner la masse à des vitesses très élevées (entre 8 000 et 16 000 tour/min) en quelques minutes. Une fois lancée, la masse continue à tourner, même si plus aucun courant ne l’alimente.

L’électricité est donc stockée dans le volant d’inertie sous forme d’énergie cinétique. Elle pourra être restituée en utilisant un moteur comme génératrice électrique, entraînant la baisse progressive de la vitesse de rotation du volant d’inertie.

Les systèmes de stockage par volant d’inertie ont une très forte réactivité et une grande longévité. En effet, ce système peut absorber de très fortes variations de puissance sur de très grands nombres de cycles. Cependant, les volants d’inertie subissent des pertes de charge en raison de phénomènes d’autodécharge et ne permettent pas d’obtenir une durée d’autonomie importante. Ces systèmes sont donc adaptés pour des applications de régulation, d’optimisation énergétique d’un système et d’amélioration de qualité (micro-coupures, coupures brèves, etc.).

Stockage électrochimique

Stockage d’énergie grâce à l’hydrogène

Les systèmes de stockage d’énergie grâce à l’hydrogène utilisent un électrolyseur intermittent. Pendant les périodes de faible consommation d’électricité, l’électrolyseur utilise de l’électricité pour décomposer de l’eau en oxygène et en hydrogène, selon l’équation 2 H2O= 2H2 + O2. Cet hydrogène est ensuite comprimé, liquéfié ou stocké sous forme d’hydrure métallique.

Ensuite, il existe trois moyens différents pour réinjecter de l’électricité sur le réseau à partir de l’hydrogène stocké :

  • le premier consiste à alimenter une pile à combustible ;
  • le deuxième consiste à synthétiser du gaz naturel selon le procédé de la méthanation. Ce gaz peut certes être injecté directement dans le réseau de gaz existant mais surtout être utilisé pour alimenter une centrale à gaz « classique », produisant de l’électricité ;
  • le troisième consiste à utiliser l’hydrogène directement dans une centrale à gaz spécialement conçue à cet effet, afin de fabriquer de l’électricité.


Source : Sénat, Commission d’enquête sur le coût réel de l’électricité

L’intérêt de ce type de système réside :

  • dans la grande flexibilité d’usage du vecteur d’hydrogène, qui a pour particularité d’être facilement stocké et transporté, que ce soit sous forme liquide ou gazeuse ;
  • et dans le découplage énergie-puissance : en effet, la capacité de puissance en absorption ou en production est dimensionnée par l’électrolyseur ou la pile à combustible. La capacité en énergie est dimensionnée par la taille des réservoirs et peut aller de plusieurs heures à plusieurs jours en fonction de l’application du système (secours, décalage de consommation).

Pendant leur utilisation, les électrolyseurs et les piles à combustible dégagent de la chaleur (entre 20 et 50 % de l’énergie du système selon la technologie), dont la valorisation améliore la rentabilité économique du système.

Pour en savoir plus :

Interview d’ERH2 Bretagne

Batteries électrochimiques

Les batteries électrochimiques sont conçues par empilement de disques composés de différents types d’éléments chimiques. Il existe ainsi des batteries plomb-acide, nickel-cadmium, nickel-hydrure métallique, lithium-ion, lithium-polymère, lithium-air, sodium-soufre, chlorure de sodium (zebra), etc.

Tableau comparatif des différentes technologies de batteries
Pb
Ni-Cd
Ni-Mh
Ni-Zn
Zebra
LMP
Li-ion
Li-Po
LiFePo4
Li-air
Wh/kg
40
60
90
80
120
110
150
190
110
1000
Durée de vie (cycles)
500
2000
1500
nc
nc
1800
1000
2000
2000
nc
Source : Avem

L’empilement est ensuite relié à un système d’électronique de puissance qui, lors de la décharge, convertit le courant continu des batteries en courant alternatif à la tension, la fréquence et la puissance voulues. Ce système est aussi utilisé dans le sens inverse pour recharger les batteries.

Dans les systèmes de stockage par batteries électrochimiques, les assemblages de batteries sont conçus pour fournir la puissance et la capacité en fonction des usages (par exemple stabilisation des réseaux, alimentation de secours). La capacité de stockage de puissance et d’énergie varie en fonction des technologies. Les principaux avantages des batteries sont leur flexibilité de dimensionnement et leur réactivité.

Batteries à circulation

Dans les systèmes de stockage par batteries à circulation, deux électrolytes liquides contenant des ions métalliques (couples d’ions métalliques zinc/brome, polybromure/ polysulfure de sodium et vanadium/vanadium), séparés par une membrane échangeuse de protons, circulent à travers des électrodes. L’échange de charges permet de produire ou d’absorber l’électricité.

La puissance produite ou absorbée est dépendante du dimensionnement de la membrane d’échange et des électrodes, tandis que l’énergie stockée est dépendante du volume des électrolytes.


Source : Regenesys

Stockage électromagnétique

Le principe des supercapacités repose sur la création d’une double couche électrochimique par l’accumulation de charges électriques à l’interface entre une solution ionique (électrolyte) et un conducteur électronique (électrode). A la différence des batteries, il n’y a pas de réaction d’oxydo-réduction.

L’interface entre les charges joue le rôle d’un diélectrique. L’électrode contient du charbon actif de surface spécifique très élevée. La combinaison d’une surface conductrice élevée et d’une épaisseur de diélectrique très faible permet d’atteindre des valeurs de capacité extrêmement élevées en comparaison des condensateurs traditionnels. L’électrolyte limite la tension des éléments à quelques volts.

Stockage thermique (chaleur et froid)

Les installations de stockage thermique (chaleur et froid) concernent majoritairement les marchés industriels et tertiaires avec des réalisations de l’ordre de 1 à 10 MW, les réseaux de chaleur, et le marché résidentiel par le biais des ballons d’eau chaude sanitaire (ECS).

Ces installations ont un potentiel important en termes de compétitivité pour les activités tertiaires et industrielles et en matière d’impact sur la demande en électricité à la pointe. En effet, en stockant la chaleur ou le froid en période de faible demande d’électricité, le potentiel de décalage des appels de puissance est important. Sur les réseaux de chaleur, le stockage de chaleur permet d’optimiser le dimensionnement des installations, notamment dans le cadre d’extension de réseaux existants.

Le stockage de chaleur dans les ballons d’eau chaude sanitaire mobilise aujourd’hui un parc de plusieurs millions d’installations, ce qui représente un appel de puissance de plusieurs gigawatts au maximum. Cet appel de puissance est prédictible et commandable, ce qui permet de décaler cet appel de puissance de manière programmée.


Source : Bernard Multon et Jacques Ruer – Stocker l’électricité : oui c’est indispensable et c’est possible

L’utilisation du véhicule électrique comme moyen de stockage

L’arrivée des véhicules électriques est un élément clé dans la gestion du réseau électrique. Une voiture est inutilisée 95 % de son temps de vie et l’utilisation moyenne d’un véhicule électrique nécessitera moins de 80 % de la capacité de la batterie pour les trajets quotidiens.

Il sera donc possible pendant les périodes où le véhicule sera branché au réseau électrique d’utiliser l’électricité stockée pour l’injecter sur le réseau en période de forte demande ou, inversement, de charger la batterie du véhicule en heures creuses. Il s’agit du concept du « vehicle-to-grid », ou V2G, qui consiste à utiliser les batteries des véhicules électriques comme une capacité de stockage mobile.

Les véhicules électriques pourraient donc représenter une capacité additionnelle de stockage d’énergie, sous réserve que cet usage soit technologiquement et économiquement pertinent :

  • contrairement au stockage de masse de l’énergie, cet usage de la batterie nécessite des cycles de charge et décharge très rapides et nombreux, ainsi qu’une très forte densité d’énergie ;
  • par ailleurs, l’état du système électrique devra être pris en compte lors de la charge ou de la décharge du véhicule. En effet, la recharge d’un véhicule électrique lors de la pointe de consommation en hiver à 19 heures constituerait une difficulté supplémentaire pour l’équilibre du système électrique.

Pour un parc d’un million de voitures électriques branchées (le plan véhicules électriques du gouvernement français prévoit un total de 2 millions de VE à l’horizon 2020), la capacité de stockage pourrait atteindre 10 GWh. Cette capacité de stockage pourrait s’avérer précieuse en période de pointe mais elle suppose que les consommateurs aient adopté le VE et le bon comportement lorsqu’il s’agit de recharger son véhicule.

Pour évaluer la faisabilité de ce concept, le projet Edison, qui est situé dans une île danoise, a pour objectif de mesurer en pratique la capacité de stockage qu’offre un parc de voitures électriques pour compléter une production éolienne intermittente. Il s’agit de développer une infrastructure de gestion de la recharge des VE, qui prenne les décisions en fonction de l’état du réseau. Le développement de cette infrastructure permettrait aux véhicules électriques de communiquer de manière intelligente avec le réseau électrique. En d’autres termes, les temps de recharge seront déterminés plus efficacement. Il s’agit là d’une technologie de Smart grids. Il s’agit également d’étudier le comportement des utilisateurs de véhicules électriques et de les sensibiliser au bon comportement pour recharger leur véhicule.

Pour en savoir plus :

Dossier sur les véhicules électriques

Comparaison des différentes technologies de stockage

Il existe aujourd’hui un grand nombre de technologies de stockage. Leur intégration dans les réseaux électriques soulève des interrogations quant au choix de la technologie la plus adaptée aux besoins. En effet, chaque technologie a ses spécificités en termes de taille, de puissance délivrée, de coût, de nombre de cycles et donc de durée de vie, de densité énergétique, de maturité technologique, etc.


Source : CEA Liten

Ainsi, pour comparer les technologies de stockage et choisir le procédé et le dimensionnementun usage particulier, plusieurs facteurs techniques doivent être pris en compte.

En premier lieu, il s’agit de déterminer la localisation et la taille du stockage nécessaire. Faut-il une technologie de stockage diffus (intégration de nombreuses unités de stockage de petite taille sur le réseau de distribution au niveau de la production décentralisée et au plus près de la consommation, dimensionné pour une maison ou un groupe de maisons) ou une technologie de stockage centralisée (quelques unités de stockage de grande dimension type STEP, au niveau des réseaux de transport) ?

Le stockage diffus permettra de mettre en place des microgrids, voire de développer l’autoconsommation quand les tarifs de rachat de l’électricité renouvelable seront suffisamment incitatifs. Le stockage centralisé est intéressant en matière de rentabilité. En effet, elle est assurée par la forte variabilié du prix de l’électricité sur le marché européen : le stockage permet de stocker une électricité achetée en période de faible demande et donc à bas coût et de la revendre en période de forte demande à un coût plus élevé. Par exemple, le 19 décembre 2007, le mégawattheure s’échangeait à 50 € à 5 heures et à 250 € à 19 heures.

Ensuite, différents critères peuvent être utilisés pour choisir la bonne technologie de stockage :

  • la puissance disponible et la capacité énergétique. La combinaison de ces deux critères permet de définir le ratio énergie/puissance correspondant au temps de décharge réalisable, souvent caractéristique d’une application particulière ;
  • le temps de réaction est un indicateur de la réactivité du moyen de stockage. Il est parfois préférable de définir la vitesse de montée et de descente en charge qui caractérise de manière plus fine la comportement réactif du système ;
  • l’efficacité, définie comme rapport entre l’énergie stockée et l’énergie restituée (en MWhOUT/MWhIN) ;
  • la durée de vie, qu’il est parfois préférable de définir en nombre de cycles de charge/décharge admissibles pour des technologies comme les batteries ;
  • pour d’autres usages, d’autres critères sont à prendre en compte, comme la densité énergétique (en MWh/kg ou en MWh/m3) pour la mobilité par exemple.

D’autres critères sont également à prendre en compte tels que les coûts d’investissement et d’exploitation, les performances et contraintes environnementales et la localisation géographique optimisée pour limiter les pertes induites par le transport. Certaines fois, l’optimum peut même résider dans l’association de plusieurs technologies.

Comparaison des différentes techologies de stockage de l’électricité (Données DGEC et EPRI)

Technologie
Capacité
Puissance
Délais de réaction
Coûts des
investissements
(€/kW)
Durée de vie
(nb de cycles)
Usage
Commentaires
STEP
1 à
10 GWh
0,1 à
2 GW
10 min
600 à 1 500
11 000
Réseau
99 % des capacités de stockage d’électricité
Besoin de sites compatibles
CAES
10 MWh
à
10 GWh
15 à
200 MW
1 min
400 à 1 200
11 000
Réseau
2nd génération et technologies adiabatiques en cours de développement
Besoin de sites compatibles
Hydrogène
10 kWh
à
10 GWh
1 kW
à
1 GW
100 ms
3000 à 5 000
25 ans
Industrie
Particuliers
Flexibilité d’usage de l’hydrogène produit
Possibilité de valoriser la chaleur produite
Découplage de la puissance de l’énergie stockée
Batteries
(électrochimiques
et à circulation)
1 kWh
à
10 MWh
0,01 à
10 MW
1 ms
300 à 3 000
500 à 4 000
Industrie
Particuliers
Forte réactivité
Les batteries à circulation nécessitent un maintien en température
Volants d’inertie
0,5 à
10 kWh
2 à
40 MW
5 ms
3 000 à 10 000
> 10 000
Réseau
Très forte réactivité
Faible capacité en énergie
Super
condensateurs
3 kWh
Tension :
2,5 V
3 s
 
> 10 000
Réseau
Industrie
Très forte réactivité
Stockage d’énergie
magnétique
supraconductrice
0,3 à
30 kWh
 
8 ms
 
> 10 000
Réseau
Industrie
 

Pour en savoir plus :

Le stockage d’énergie, enjeux, solutions techniques et opportunités de valorisation, Enea Consulting

Les services que pourrait rendre le stockage aux réseaux électriques

Sur le plan technique, les technologies de stockage d’électricité peuvent apporter de nombreux services au système électrique. Ces services se classent en quatre grandes catégories :

  • le secours,
  • le lissage de la charge,
  • le maintien voire l’amélioration de la qualité d’alimentation,
  • l’intégration d’énergies de sources renouvelables.

Le secours

Le stockage d’électricité permet de pallier les défaillances du réseau (perte d’une installation de production d’électricité ou rupture d’une ligne) et/ou d’aider au redémarrage d’une installation de production ainsi que de garantir la sécurité du réseau public d’électricité.


Source : CEA Liten

Le lissage de charge

Les systèmes de stockage sont un moyen :

  • de lisser la puissance active injectée sur le réseau par un moyen de production d’énergies renouvelables (EnR), par essence intermittent ;
  • de reporter la production d’énergie des périodes de faible demande en électricité vers les périodes de forte demande. Cela permet ainsi une meilleure gestion du parc de production (voire des installations de production moins grande) et une réduction de l’utilisation des moyens de production thermique de pointe (charbon, gaz, fioul).


Source : CEA Liten

Le maintien voire l’amélioration de la qualité d’alimentation

Les technologies de stockage permettent :

  • la fourniture de réserves de puissance active rendant possible la participation au réglage de la fréquence du réseau et/ou au mécanisme d’ajustement ;
  • l’absorption ou la restitution de la puissance réactive pour la régulation de la tension ;
  • la gestion de congestions ponctuelles sur le réseau ;
  • d’assurer en permanence une bonne alimentation en électricité en se substituant aux moyens de production tels que les centrales thermiques.

L’intégration d’énergies de sources renouvelables

Les systèmes de stockage de l’électricité sont :

  • un moyen de lisser la production face à la nature intermittente des énergies renouvelables afin de mieux maîtriser la quantité d’énergie fournie au réseau ;
  • un moyen de reporter la production des périodes de faible demande (faible prix de rachat) pour la revendre en période de pointes où les prix de rachat sont plus élevés afin d’améliorer la rentabilité de son installation ;
  • un moyen de faire face aux effacements de production pour optimiser la production de son installation.


Source : CEA Liten

Les technologies de stockage peuvent également rendre des services « économiques » au système électrique, à savoir :

  • un arbitrage plus facile sur les marchés (valeur formée des différentiels prévisibles entre les prix bas et hauts des marchés journaliers),
  • la possibilité de reporter les investissements sur les réseaux de distribution (renforcements de lignes, de transformateurs).

Pour en savoir plus :

Étude technico-économique du stockage de l’électricité

Cadre juridique du stockage de l’électricité

Les textes législatifs et réglementaires ne comportent aucune disposition spécifique aux dispositifs de stockage d’énergie. De tels dispositifs sont aujourd’hui appréhendés en fonction de leur action sur les réseaux.

Dispositifs de stockage et tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité

Le décret n° 2001-365 du 26 avril 2001 modifié relatif aux tarifs d’utilisation des réseaux publics de transport et de distribution d’électricité (pris pour l’application notamment de l’article 4 de la loi du 10 février 2000, aujourd’hui article L. 341 2 et suivants du code de l’énergie) précise en son article 3 que les tarifs d’utilisation des réseaux publics permettent de répartir de façon non discriminatoire les coûts de ces réseaux entre les « consommateurs d’électricité qui sont raccordés aux réseaux publics et qui prélèvent de l’électricité sur ces réseaux », les « producteurs qui sont raccordés aux réseaux publics et qui injectent de l’électricité sur ces réseaux » et les « producteurs ou les consommateurs qui ont recours aux services de réglage et d’équilibrage mis en œuvre par les gestionnaires des réseaux publics, en particulier pour assurer le maintien de la tension et de la fréquence ».

L’article 1.22 de l’annexe de la décision du 5 juin 2009 relative aux tarifs d’utilisation des réseaux publics de transport et de distribution d’électricité précise, dans le même sens, qu’est considéré comme utilisateur d’un réseau public de distribution ou de transport d’électricité « toute personne physique ou tout établissement d’une personne morale, notamment gestionnaires de réseaux publics, alimentant directement ce réseau public ou directement desservi par ce réseau ».

Aucun de ces deux textes ne permet de considérer qu’une même personne peut, via un dispositif de stockage notamment, à la fois injecter et soutirer de l’énergie et payer un tarif d’utilisation du réseau particulier en tant que « double utilisateur » du réseau.

Ainsi, une personne stockant de l’électricité doit acquitter le tarif d’utilisation applicable aux consommateurs d’électricité lorsqu’elle soutire de l’électricité pour la stocker et verser celui applicable aux producteurs lorsque son dispositif de stockage injecte de l’électricité sur les réseaux publics d’électricité.

Il convient de préciser que c’est d’ailleurs ce qui est appliqué aujourd’hui aux stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) qui sont, au regard de leur utilisation du réseau public d’électricité, dans une situation comparable.

Dispositifs de stockage et dispositifs de soutien à la production d’électricité

L’article L. 314 1 du code de l’énergie dispose que les seules installations de production d’électricité qui utilisent des énergies de source renouvelable ou les installations qui mettent en œuvre des techniques performantes en termes d’efficacité énergétique, telles que la cogénération, peuvent bénéficier un contrat d’obligation d’achat.

Dans ces conditions, les dispositifs de stockage ne peuvent entrer dans ce cadre tarifaire dès lors que, s’ils injectent de l’électricité sur les réseaux publics d’électricité, ils ne produisent pas à proprement parler d’électricité.

Il faut ajouter qu’en cas d’association d’un dispositif de stockage et d’une unité de production d’électricité dans un but d’autoconsommation, l’énergie ainsi consommée n’est pas prise en compte par le contrat d’achat d’électricité.

En effet, ce point est confirmé par les dispositions de l’article 4 du décret n° 2001-410 du 10 mai 2001 modifié, relatif aux conditions d’achat de l’électricité produite par des producteurs bénéficiant de l’obligation d’achat, lesquelles prévoient qu’ « en dehors, le cas échéant, de l’électricité qu’il consomme lui-même […] un producteur d’électricité bénéficiant de l’obligation d’achat […] est tenu de vendre la totalité de l’électricité produite par l’installation considérée à Electricité de France ou au distributeur non nationalisé […] qui exploite le réseau public auquel est raccordée l’installation de production […] ».

Evolution juridique

Le projet de nouvelle directive sur l’efficacité énergétique résultant d’un compromis entre le Conseil de l’Union européenne et le Parlement européen, a été formalisé par ce dernier le 11 septembre 2012.

Ce projet de directive fait explicitement mention du stockage de l’électricité et prévoit que les régulateurs nationaux devront s’assurer que les tarifs de réseaux n’empêchent pas les gestionnaires de réseaux ou les fournisseurs d’offrir des services d’efficacité énergétique comme le déplacement de la consommation des périodes de pointe aux périodes creuses, les effacements de consommation, le développement de la production décentralisée ou encore le stockage d’énergie.

Les appels d’offres EnR avec stockage dans les zones insulaires

Les énergies éoliennes et solaires ont l’avantage de permettre une production décentralisée. En complément des moyens de production classiques, elles sont dès lors une solution très pertinente dans les îles qui ne sont pas interconnectées.

Cependant, la production d’électricité à partir de l’énergie mécanique du vent ou de l’énergie radiative du soleil est qualifiée d’intermittente, c’est-à-dire qu’elle varie au cours du temps. Certaines variations sont prévisibles (un panneau solaire ne produit pas la nuit) d’autres sont plus aléatoires (passage d’un nuage). Pour autant, les besoins de consommation sont continus.

L’intermittence ne pose néanmoins pas de problème tant que l’énergie latente ne représente que quelques pourcents de la production électrique totale. Mais c’est de moins en moins le cas aujourd’hui. Par exemple, en mars 2011, l’énergie éolienne a été la première source d’électricité consommée en Espagne avec une production satisfaisant 21 % de la demande. Par ailleurs, lors des pics de production, l’appel aux autres moyens de production étant réduit, leur coût marginal de production augmente. Et quand il n’est pas possible d’équilibrer l’offre et la demande, on observe même un phénomène de prix négatif, c’est-à-dire que l’on est payé pour acheter de l’électricité. Ceci est régulièrement vrai en Allemagne et au Danemark.

Pour éviter que ces difficultés ainsi que les contraintes réseaux ne deviennent des obstacles au développement des ENR (le seuil de 30 % d’énergie fatale sur le réseau a été déjà été dépassé dans certains DOM, entrainant la déconnexion des dernières installations raccordées), certains Etats font évoluer leur cadre réglementaire pour favoriser les solutions de stockage. En effet, il permet aux exploitants de gérer plus facilement la production et, dans le cas des zones insulaires, de réduire significativement la part des petites centrales thermiques très polluantes appelées au moment des pointes de consommation.


Source : Chiffres EDF SEI

Pour accompagner le développement des énergies renouvelables dans les territoires insulaires, le gouvernement français a lancé en 2010 un appel d’offres portant sur la construction d’ici 2013, d’installations éoliennes terrestres pour une puissance totale de 95 MW répartie sur les régions de Corse, Guadeloupe, Guyane, Martinique, La Réunion et les collectivités de Saint-Barthélemy et Saint-Martin.

Le cahier des charges de cet appel d’offre prévoit que ces installations devront être équipées de dispositifs de stockage d’énergie électrique et de prévision de production. L’objectif est de faire émerger des technologies innovantes permettant de réduire l’impact des installations éoliennes sur le réseau électrique et de rendre ainsi possible une augmentation significative de la part des énergies renouvelables intermittentes dans la production d’électricité de ces territoires (actuellement limitée à 30 %). Suite à l’instruction des dossiers reçus par la CRE, le Gouvernement a retenu neuf projets répartis sur l’ensemble des DOM et de la Corse.

Par ailleurs, le gouvernement a, également, lancé en 2011 un appel d’offres portant sur les installations photovoltaïques de puissance supérieure à 250 kWc. Il comporte un lot spécifique dédié aux centrales solaires au sol ou sur bâtiment situées en Corse ou dans les DOM, et intégrant des dispositifs de stockage de l’énergie produite. Le cahier des charges précise les conditions de stockage de l’énergie et de prévision journalière de production que doivent respecter ces installations de production.

La puissance totale pour ces installations est de 50 MW, répartis géographiquement : Corse (15 MW), La Réunion et Mayotte (17,5 MW), Guadeloupe Guyane et Martinique, Saint Barthélémy et Saint Martin (17,5 MW).

Pour en savoir plus :

Cahier des charges des appels d’offres éoliens avec stockage
Cahier des charges des appels d’offres photovoltaïques avec stockage

Les avantages du stockage pour les acteurs du système électrique

D’après l’étude d’Enea Consulting « Le stockage d’énergie, enjeux, solutions techniques et opportunités de valorisation »

Pour les gestionnaires de réseaux

Pour les gestionnaires de réseaux, le stockage d’électricité permettra de :

  • optimiser ses infrastructures en reportant les investissements de renforcement du réseau ;
  • intégrer la production d’énergie intermittente en s’assurant d’une fourniture stable d’électricité ;
  • contribuer à la stabilité du fonctionnement des réseaux : sécuriser les prévisions d’équilibre d’offre / demande en optimisant les capacités de pointe et d’effacement ;
  • contribuer à la sécurité et la qualité de la fourniture d’électricité aux consommateurs ;
  • disposer de services système plus efficaces mettant à profit les performances des moyens de stockage.

Pour les producteurs disposant d’installations dispatchables

Le stockage d’électricité permettra aux producteurs disposant d’installations de production dispatchables de :

  • mettre à profit le stockage comme outil d’arbitrage sur les marchés de l’énergie ;
  • optimiser le dimensionnement de ses installations en couplant production et stockage ;
  • anticiper les futures obligations de capacité et profiter de la mise en place du marché d’échanges ;
  • se prémunir contre les risques économiques moyen et long terme (augmentation du prix des énergies fossiles et du CO2).

Pour les producteurs disposant d’installations intermittentes

Grâce au stockage d’électricité, les producteurs d’électricité disposant d’installations de production intermittentes pourront :

  • anticiper les contraintes réglementaires sur l’obligation de stockage pour les producteurs intermittents ;
  • consolider leur puissance installée dans l’optique de participer au futur marché de capacités ;
  • développer les synergies technologiques entre moyens de productions intermittents et stockage d’énergie pour accroître leur compétitivité.

Pour les consommateurs industriels

Le stockage permettra aux consommateurs industriels de :

  • trouver un optimum économique à leur consommation d’énergie en intégrant le stockage au cœur de leur activité et de leurs procédés ;
  • générer des revenus d’effacement grâce aux dispositifs actuels et anticiper la mise en place du marché de capacités ;
  • sécuriser leur approvisionnement en électricité et de s’assurer de la qualité d’alimentation pour leurs installations.

Pour les territoires

Pour les territoires, le stockage de l’électricité permettra de :

  • intégrer le stockage d’énergie comme composante d’une stratégie de développement des énergies intermittentes ;
  • sécuriser l’approvisionnement énergétique du territoire et diminuer sa dépendance aux énergies fossiles ;
  • générer le consensus autour d’une politique énergétique cohérente sur le plan environnemental ;
  • créer un tissu industriel sur un secteur innovant et en pleine émergence.

Réserve primaire : l’intérêt des moyens rapides et l’exemple nord-américain de la « distance »

Une nouvelle organisation de la réserve primaire pour le soutien de la fréquence en France pourrait se fonder sur des moyens rapides comme le stockage d’énergie. L’optimisation du système permise par ces moyens permettrait, à enveloppe financière de contractualisation inchangée, de mettre à disposition potentiellement plusieurs dizaines de millions d’euros par an pour le déploiement de projets de stockage en France. Les récentes évolutions en cours aux États-Unis peuvent servir de fondement à la réflexion

Le fonctionnement du réglage de la fréquence

Les déséquilibres entre la production et la consommation d’électricité en temps réel se traduisent par des variations de la fréquence du réseau. La fréquence d’un réseau interconnecté de transport est la même en tout point du réseau (50 Hz en France et en Europe). Lorsque la consommation tend à excéder la production d’électricité, les machines synchrones ralentissent, entrainant une baisse de la fréquence sur le réseau. Lorsqu’une unité de production tombe en panne, on observe, également, une baisse de la fréquence. Dans le cas inverse où la production tend à excéder la consommation d’électricité, la fréquence augmente.

Des mécanismes de régulation automatiques sont mis en place afin de maintenir la fréquence dans une zone acceptable (± 0,5 Hz autour de 50 Hz) et éviter les délestages ou les blackouts. Ainsi, le gestionnaire du réseau de transport (RTE en France) contractualise auprès des producteurs une réserve de puissance active qui peut être mobilisée à tout moment pour ramener le système à l’équilibre. Il s’agit, d’une part, de la réserve primaire permettant de contenir, en quelques secondes, les déviations de fréquence et, d’autre part, de la réserve secondaire permettant de ramener la fréquence à son niveau nominal en quelques minutes. La réserve tertiaire permet de régler des écarts de plus long terme (de dizaines de minutes à plusieurs heures), pour se substituer à la réserve secondaire si celle-ci est épuisée ou n’est pas suffisante pour faire face à un nouveau déséquilibre, mais aussi pour se substituer aux réserves primaire et secondaire ou anticiper un déséquilibre à venir.


Figure 1 : Principe de régulation de la fréquence par la réserve primaire et secondaire

En France, les producteurs d’énergie ont l’obligation de garder une partie de la puissance disponible de leurs groupes de production thermiques et hydrauliques pour la régulation de fréquence (groupe de production > 40 MW pour la réserve primaire et > 120 MW pour la réserve secondaire). Ce service obligatoire est rémunéré à un prix fixé par contrat bilatéral (8,48 €/MW/½h pour la réserve primaire). Les centrales thermiques conventionnelles appellées « moyens lents » sont-elles optimales pour réguler une fréquence qui varie brusquement comme illustré sur la figure 2 ? Des moyens plus rapides comme les volants d’inertie ou les batteries (temps d’activation inférieur à la seconde) permettraient-ils une meilleure réponse à la déviation de fréquence ? La rémunération à la distance (« mileage » en anglais) mise en place aux États-Unis apporte des éléments de réponse.


Figure 2 : Schéma de la variation de fréquence autour de la valeur cible (Hz)

Un nouveau concept apparu aux États-Unis : la rémunération au kilométrage

La rémunération à la distance vise à quantifier le service de régulation de fréquence effectivement fourni au réseau.

Une fois que des capacités ont été réservées par le gestionnaire de réseau, elles peuvent être activées pour fournir ou soutirer de l’énergie sur le réseau. Dans cette logique, deux capacités de 1 MW participant à la réserve primaire reçoivent la même rémunération indépendamment de leur rapidité de réponse à des variations de fréquence.

Au vu de la rapidité de ces variations de fréquence, la question de l’efficience d’une telle organisation se pose. Les figures 3 et 4 représentent schématiquement la réponse en puissance de deux fournisseurs de réserve primaire. Sur la figure 3 est présentée la réponse d’un moyen rapide et sur la figure 4 celle d’un moyen lent. Avec la même capacité réservée par le gestionnaire de réseau, ces deux participants à la réserve primaire reçoivent la même rémunération de leur gestionnaire de réseau.

Figure 3 : Energie fournie par un moyen rapide de régulation de la fréquence

Figure 4 : Energie fournie par un moyen lent de régulation de la fréquence

Cependant, les variations de fréquence ayant des constantes de temps courtes (voir figure 2), une unité plus rapide comme présentée figure 3 sera plus à même de suivre précisément ce signal et, donc, d’en limiter les trop grandes déviations par rapport à la valeur d’équilibre de 50 Hz.

C’est un tel raisonnement qui a poussé le régulateur américain – la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) – à introduire, dans les codes de réseau, le concept de « mileage » ou « distance ». Selon ce principe, une composante supplémentaire est ajoutée à la rémunération de la régulation de fréquence : en plus d’une rémunération de la puissance disponible similaire à celle offerte en France, une rémunération à la « distance » est proposée. Au titre de cette rémunération, on mesure la « longueur en mégawatt » de la réponse en puissance des actifs participant à la réserve de fréquence. Sur la figure 5, cette longueur est figurée par une ligne verte. Ainsi, un moyen rapide, comme celui présenté sur les figures 3 et 5, offre plus de distance qu’un moyen lent comme celui présenté figure 4, et bénéficie, donc, d’une rémunération plus importante au titre du terme de distance.

La rémunération à la distance est introduite en ce moment même sur les plus grands réseaux américains, à commencer par le réseau de PJM depuis le 1er octobre 2012, puis par le réseau de New-York en janvier 2013. La Californie doit adopter ce système en mai 2013.


Figure 5 : Principe de mesure du kilométrage pour la rémunération au « mileage »

Un impact positif sur le système électrique … et sur l’industrie française

Repenser le mode de rémunération de la réserve primaire ne devrait être fait que si, au-delà de l’organisation contractuelle, une telle refonte peut permettre de renforcer la sécurité d’approvisionnement et améliorer l’efficacité économique. Les quelques éléments disponibles aujourd’hui semblent clairement aller dans cette direction.

Assurer la réserve primaire a aujourd’hui un coût pour le réseau (environ 100 millions d’euros par an en France) car elle représente environ 650 MW qui sont réservés et rémunérés. Si ces mégawatts étaient remplacés par des mégawatts de moyens rapides, alors le besoin total en mégawatts pourrait être vraisemblablement inférieur. Par exemple, le Pacific Northwest National Laboratory (PNNL) estime qu’utiliser des réserves rapides pour la régulation de fréquence permettrait de réduire de 40 % les réserves nécessaires au gestionnaire de réseau californien (Assessing the Value of Regulation based on their Time Response Characteristics, PNNL, June 2008). De plus, les évolutions récentes des besoins de réserve dans les réseaux de PJM et de New-York semblent déjà confirmer ces prédictions.

L’intérêt de la prise en compte de la rapidité dans la réserve primaire est qu’un cercle vertueux peut être créé. La performance supérieure de ces moyens rapides par rapport aux moyens conventionnels, tels que les centrales thermiques, pourrait permettre de stabiliser le réseau avec moins de mégawatts réservés pour la régulation de fréquence.

La prise en compte de la rapidité dans la fourniture de réserve rapide est une opportunité industrielle pour la France. En effet, pouvoir diminuer le nombre de mégawatts dédiés à la réserve primaire permettrait, à enveloppe financière constante, d’augmenter la rémunération des mégawatts restant fournis par des moyens rapides – c’est-à-dire notamment des systèmes de stockage d’énergie. Ainsi, il devient possible d’accroître la rentabilité du stockage d’énergie sur le sol français et de libérer potentiellement plusieurs dizaines de millions d’euros par an pour développer des actifs industriels, encourageant le développement d’une filière nationale innovante sans subvention directe.

Selon Clean Horizon, en particulier dans le cadre des discussions actuelles menées par RTE, il convient d’étudier en détail les modalités de participation et de rémunération des actifs flexibles tels que le stockage d’énergie dans le cadre des contrats de services système. L’enjeu est la mise à disposition rapide de plusieurs dizaines de millions d’euros pour une filière innovante dont de nombreux acteurs sont présents sur le sol français.

En effet, avec un développement fort de la filière stockage, il apparaît important de créer un contexte favorable à cette industrie en France : mettre à disposition plusieurs dizaine de millions d’euros pour cette filière sans aucun coût additionnel pour le contribuable, les producteurs ou consommateurs d’énergie, devrait constituer une opportunité à considérer avec intérêt.



Clean Horizon est une société de conseil spécialisée sur le stockage d’énergie.



La recherche sur le stockage d’énergie en France

Le stockage de l’énergie est l’objet d’efforts soutenus de recherche et développement en France. Ces efforts mobilisent aussi bien les instituts publics et privés de recherche fondamentale et appliquée, que les équipementiers fournisseurs de solutions et les opérateurs de réseaux électriques ou de chaleur.

Les deux objectifs principaux des travaux en cours sont d’élaborer des technologies et des processus d’industrialisation associés compétitifs par rapport aux solutions sans stockage, et d’identifier les modèles économiques pertinents en fonction des nombreux usages de ces technologies. Sur le second volet, ces travaux s’appuient sur des projets de démonstration en usages réels pour vérifier les performances technico-économiques des solutions de stockage d’énergie.

Les travaux de recherche et développement visent à améliorer les performances techniques et économiques des technologies de stockage d’énergie. Il s’agit notamment, d’une part, de réduire les pertes d’autodécharge des volants d’inertie et des super-capacités et, d’autre part, d’augmenter :

  • la réactivité et la gamme de sites pertinents pour les STEP ;
  • le rendement énergétique des CAES, via le stockage thermique ;
  • la durée de vie des électrolyseurs et des piles à combustible ;
  • la densité énergétique et la durée de vie des batteries électrochimiques ;
  • la densité et la compétitivité du stockage thermique, via de nouveaux matériaux.

Les recherches sur le stockage électrochimique de l’énergie (accumulateurs, supercondensateurs) représentent plus de 30 millions d’euros annuels et le travail quotidien de plus de 150 personnes, chercheurs, enseignants-chercheurs, ingénieurs, techniciens, thésards, etc., répartis dans une quinzaine de laboratoires. 25 % de ce budget provient de l’Agence nationale de la recherche (ANR).

Les instituts publics tels que le Centre national de recherche scientifique (CNRS) et les universités, le Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA), l’Institut français de pétrole et des énergies nouvelles (IFPEN), l’Institut National de l’Environnement Industriel et des Risques (INERIS) et de l’Institut Français des Sciences et Technologies des Transports, de l’Aménagement et des Réseaux (IFSTTAR) sont très actifs sur ces sujets.

Le développement des véhicules électriques tire dorénavant le développement des batteries embarquées, notamment pour la technologie Lithium-ion, et constitue un levier important pour la réduction des coûts du stockage électrochimique.

Les programmes de recherche

Programme Stock-E de l’Agence nationale de la recherche

Le Programme Stockage Innovant de l’Energie (programme Stock-E) de l’ANR est un programme transversal sur les nouvelles technologies de l’énergie et les énergies renouvelables. Il a pour vocation de promouvoir des ruptures scientifiques, voire technologiques, dans le domaine du stockage innovant de l’énergie, tout en renforçant le partenariat entre les communautés scientifiques et industrielles, et en améliorant la compétitivité des technologies françaises. Ce programme a également pour ambition de soutenir des recherches à caractère plus fondamental visant à relever des défis technologiques et permettant de préparer de nouvelles orientations industrielles à moyen et long terme.

Les appels à projets ont été lancés de 2007 à 2010 avec une dotation totale d’une vingtaine de millions d’euros. L’appel à projet 2010 est structuré autour de plusieurs modes de stockage de l’énergie (électrochimique, thermique, mécanique, magnétique, pneumatique, magnétique supraconducteur, magnétocalorique, hydraulique, etc.) et il introduit le stockage dans la gestion de l’énergie, aussi bien au niveau de l’habitat que des sites industriels et les réseaux intelligents.

Pour en savoir plus :

Programme Stock-E sur le site de l’ANR

Appel à manifestation d’intérêt « Stockage » de l’ADEME

Le recours croissant aux énergies renouvelables, par nature intermittentes, pour la production d’énergie, le développement de nouvelles voies technologiques dans le domaine des transports (véhicule électrique notamment), de l’habitat (émergence des bâtiments et îlots producteurs d’électricité), de l’industrie (procédés consommateurs de chaleur ou de froid) et l’explosion des usages « nomades » (téléphonie mobile, tablettes et ordinateurs portables par exemple) se traduisent par des besoins importants en matière de stockage de l’énergie.

Marché en fort développement sous l’effet d’avancées techniques et technologiques significatives, le stockage de l’énergie regroupe des technologies variées : stockage électrochimique pour des applications fixes ou mobiles (batteries et accumulateurs par exemple), stockage sous forme de chaleur (dans des matériaux par exemple), stockage physique (stockage mécanique, stockage hydraulique notamment).

Le 4 mai 2011, le gouvernement français a lancé un Appel à manifestations d’intérêt (AMI) dédié au stockage d’énergie et piloté par l’ADEME. Avec pour objectif général de contribuer à l’émergence et la diffusion de nouveaux systèmes, l’AMI cible essentiellement le composant ou système de stockage d’énergie, son procédé de fabrication et ses premières validations expérimentales.

Les objectifs sont :

  • de contribuer à réduire le coût d’usage afin d’assurer la meilleure compétitivité économique ;
  • de minimiser l’impact environnemental, sur l’ensemble du cycle de vie et maîtriser les conditions de sécurité dans l’usage de ces technologies ;
  • d’expérimenter, en condition d’usages réels, les différentes solutions technologiques afin de les valider en amont d’un déploiement industriel ;
  • d’expérimenter de nouveaux modèles d’affaires.

Pour en savoir plus :

Feuille de route de l’ADEME - Les systèmes de stockage d’énergie

La plate-forme STEEVE

La plate-forme pour le Stockage d’énergie électrochimique pour véhicules électriques (STEEVE) est une plate-forme technologique destinée à la réalisation de batteries en petites séries depuis la synthèse des matériaux jusqu’au montage d’une batterie dans un véhicule. Elle vise à réunir les compétences et les moyens sur toutes les composantes du stockage électrochimique : le CEA, le CNRS, EDF et l’Institut national de l’environnement industriel et des risques (INERIS).

Cette plateforme, unique en Europe, est dotée de deux laboratoires de test de 400 m² et permet de réaliser des batteries pour des applications de niche ou encore des opérations de démonstration. Elle aura une capacité voisine de 1000 kWh/mois soit une quantité de batteries suffisante pour équiper 50 véhicules électriques/mois.

L’État a attribué une enveloppe financière de 7,5 millions d’euros à la plate-forme STEEVE. Elle préfigure la création d’une filière française de production de batteries pour le transport.

Plusieurs sociétés ont déjà manifesté leur intérêt pour devenir partenaires utilisateurs de la plateforme. Il s’agit notamment de Renault, Michelin, SVE, La Poste, Siemens et Alstom. STEEVE bénéficie également d’une labellisation par les pôles de compétitivité i-Trans et Tenerrdis.

Pour en savoir plus :

Intervention de Jean-Pierre Joly – Forum Stockage de la CRE

Les expérimentations : les territoires insulaires en avance

Millener

En Corse, en Guadeloupe et à La Réunion, le projet MILLENER (Mille installations de gestion énergétique dans les îles), un démonstrateur de Smart grids, financé par le fonds de recherche de l’ADEME, a pour objectif de contribuer à réduire les consommations électriques des utilisateurs finals et de mieux insérer les énergies renouvelables intermittentes dans les réseaux de distribution dans le but de garantir, en temps réel, l’équilibre entre la demande d’électricité et la production. Il prend en compte les spécificités d’un réseau isolé non-interconnecté, comme celui des îles, et la nécessité de sensibiliser les utilisateurs finals à maîtriser leur consommation.

Ces expérimentations seront accompagnées d’installations de panneaux photovoltaïques, de systèmes de stockage d’énergie et de pilotage des équipements électriques. L’ambition d’économies d’énergie pour la phase de test est estimée à 500 MWh par an.

Pegase : « Prévision des énergies renouvelables et garantie active par le stockage d’énergie »

Le système électrique de l’île de La Réunion présente des spécificités par rapport aux grands systèmes continentaux. Le taux de pénétration des EnR intermittentes y est élevé et présente une croissance telle que celui-ci atteindra plusieurs fois par an, d’ici 2013, le seuil des 30 % de puissance produite intermittente par rapport à la puissance consommée.

Par ailleurs, le système électrique est, du fait de sa petite taille, intrinsèquement plus fragile que les grands systèmes interconnectés continentaux avec un risque de rupture plus important de l’équilibre instantané offre/demande, notamment lié à des variations brutales et de fortes amplitudes des EnR intermittentes.

Pour répondre à ces spécificités, le projet Pegase a pour objectif d’optimiser l’équilibre offre-demande, de mieux intégrer les énergies renouvelables dans le mix de production de l’île et d’améliorer la stabilité du système électrique, en couplant, pour la première fois en France, une ferme photovoltaïque et/ou éolienne (de 3 à 10 MW) avec un moyen de stockage par batterie NaS (1 MW) suivant un plan de production qui intègrera la prévision de production.

Neuf partenaires – Aérowatt, EDF EN, EDF R&D, EDF SEI, EP-LMD, Météo France, Sidec, l’Université de La Réunion – ont conçu le projet Pegase, dont l’objectif est de développer notamment les méthodes et outils de gestion du stockage d’énergie par batterie NaS (sodium-soufre) pour corriger les écarts de production avec la prévision photovoltaïque et éolienne tout en permettant des services à différents horizons temporels allant du transfert d’énergie (quelques heures) au réglage de fréquence (quelques secondes).

MYRTE : « Utiliser le stockage d’hydrogène pour dépasser le seuil des 30 % dans les zones non interconnectées »

Localisé en Corse sur le site de Vignola, près d’Ajaccio, le projet Mission hydrogène renouvelable pour l’intégration au réseau électrique (MYRTE) a pour objectif de développer un système et une stratégie de pilotage visant à améliorer la gestion et la stabilisation du réseau électrique en zone insulaire. Il s’agit d’examiner la capacité du système à répondre à un objectif d’écrêtage de la pointe appelée par le réseau électrique (appui au réseau de distribution) et au lissage de la puissance photovoltaïque produite (limiter les fluctuations et perturbations sur le réseau électrique).

Lancé en 2007, le démonstrateur est une d’une plate-forme couplant 3 700 m2 panneaux photovoltaïques d’une puissance installée de 560 kW et un électrolyseur, qui convertit l’électricité en hydrogène et oxygène pendant les heures de faible consommation. Cette énergie est ensuite restituée via une pile à combustible, qui reconvertit l’hydrogène et l’oxygène en électricité sur le réseau pendant les heures de fortes consommations, c’est-à-dire le soir alors que les panneaux photovoltaïques ne produisent plus.


Source : Université de Corse

Doté d’un budget de 21 millions d’euros cofinancé par l’État, l’Union européenne et la Collectivité territoriale de Corse, le projet est mené en partenariat par l’Université de Corse, le CEA et l’industriel Helion (filiale d’Areva). Cette plateforme est labellisée par le pôle de compétitivité Capénergies.

Pour en savoir plus :

Site de la plate-forme MYRTE

Nice Grid : « Intégrer le stockage d’énergie au sein d’un réseau de distribution »

Le projet Nice Grid a pour objectif de concevoir plusieurs micro-réseaux (micro grids) locaux avec des sources d’énergie renouvelables (essentiellement des panneaux photovoltaïques) et des systèmes de stockage de l’électricité.

Le projet permettra de démontrer l’efficacité et la flexibilité du stockage de l’électricité avec des batteries Li-ion intégrées à trois niveaux du réseau de distribution, pour un total de 2,7 MW :

  • un stockage au niveau d’un poste source de la zone de Carros, qui va assurer la liaison entre le réseau RTE et ERDF : batterie lithium-ion 560 kWh/1,1 MW ;
  • cinq ensembles de stockage intégrés au réseau basse tension, pour gérer les pointes de consommation et de production photovoltaïque, permettre l’îlotage et gérer le plan de tension : batteries lithium-ion 310 kWh/100 kW ;
  • cent installations de stockage chez des clients résidentiels volontaires pour contribuer à l’effacement des charges : batteries lithium-ion 6.6 kWh/3 kW. La technologie Li-ion proposée et développée par SAFT a comme objectif d’assurer les performances compatibles avec les exigences du programme, notamment en termes de durée de vie calendaire, en cyclage et rendement énergétique.

Le stockage contribuera à optimiser d’une façon générale les flux électriques au sein d’un réseau intelligent et d’augmenter sa capacité d’accueil des énergies renouvelables intermittentes. Le projet permettra également de tester des fonctionnalités multiples, entre autres l’écrêtage des pointes d’injection et de consommation, l’ilotage ou encore une gestion efficace de multiples producteurs et consommateurs décentralisés sur le réseau.

Pour en savoir plus :

Nice Grid : démonstrateur de quartier solaire intelligent en vraie grandeur

PROCYiON2 : Développer des procédés de fabrication et de recyclage de nouveaux composants pour systèmes batterie Li-ion

Le stockage de l’électricité est une des réponses à la raréfaction des énergies fossiles et au développement des énergies renouvelables intermittentes.

Labellisé par le pôle TENERRDIS en 2011, le projet PROCYiON², est un projet de développement de systèmes batteries (accumulateurs, composants électroniques et packaging) de technologie Li-ion destinés principalement :

  • aux transports urbains (bus, tramways, etc.) nécessitant des densités de puissance très élevées lors de phases de freinage et de démarrage,
  • et aux applications stationnaires pour le support des réseaux électriques en cas de panne ou le couplage avec des énergies renouvelables intermittentes (solaire, éolien) requérant des densités d’énergie (jusqu’à 250 Wh/kg) et de puissance élevées (3 kW/kg) pour des durées de vie longues.

Dans ce but, le projet PROCYiON² réunit l’ensemble des acteurs de la filière industrielle de fabrication de systèmes batteries :

  • ARKEMA et PRAYON pour la fabrication des composants des électrodes (matières premières électro-actives, solvants, conducteurs électroniques et liants),
  • PROLLiON (coordinateur du projet) pour le développement et la fabrication d’accumulateurs, de modules et de systèmes batteries Li-ion,
  • RECUPYL pour le recyclage des composants des systèmes batteries,
  • le CEA LITEN qui intervient sur l’ensemble de la filière à l’échelle du développement technologique et coordonne l’analyse du cycle de vie des futurs produits commercialisés dans le cadre de ce projet.

Plusieurs défis devront être relevés par les partenaires, et en particulier :

  • la synthèse à l’échelle industrielle de nouveaux matériaux électro-actifs,
  • le développement des procédés de mise en œuvre de ces matériaux à l’échelle préindustrielle,
  • le développement de nouveaux modèles performants vis-à-vis des propriétés thermiques et mécaniques du système,
  • le recyclage des accumulateurs développés ainsi que celui des pertes process (perte de matériaux pendant le process de fab)et les rebuts de production.

Sélectionnés dans le cadre du 12e appel à projets du Fonds unique interministériel (FUI - fonds qui finance les projets de recherche et développement collaboratifs des pôles de compétitivité), les partenaires de PROCYiON² sont financés par l’Etat, le département de l’Isère, Grenoble Alpes Métropole et la ville de Grenoble, pour une durée de 3 ans. PROCYiON² permettra ainsi de mettre en place une filière industrielle de fabrication de systèmes batteries de type Li-ion avec les performances et le prix de revient adaptés aux applications « transport » et aux applications stationnaires.

SETHER : Développer une solution de stockage d’électricité sous forme thermique

Le développement de solutions innovantes de stockage d’électricité répond au double enjeu de l’introduction massive des énergies renouvelables et intermittentes sur le réseau électrique et du besoin de moyens de production économiques et décarbonés en période de pointe.

Labellisé par le pôle Tenerrdis, le projet SETHER permet de mener l’ensemble des travaux de R&D préliminaires à la mise en œuvre d’une solution de stockage électrique de grande capacité (100 à 1000MW), en rupture technologique avec les systèmes existants.

Brevetée par Saipem (Groupe italien ENI), partenaire du projet, elle repose sur un cycle thermodynamique lors duquel de l’énergie électrique est emmagasinée sous forme de chaleur dans des matériaux réfractaires portés à haute température (stockage par chaleur sensible) puis restituée lorsqu’un besoin de production électrique apparaît (une période de pointe par exemple).

L’installation de stockage comprend deux enceintes pressurisées (une enceinte à haute température et une enceinte à basse température) reliées entre elles par des turbomachines.

Durant la phase de stockage, l’électricité est utilisée pour entraîner une pompe à chaleur qui transfère de la chaleur d’une enceinte basse température à l’enceinte haute température.

Durant la phase de décharge, la chaleur de l’enceinte à haute température est transformée en énergie mécanique par un ensemble turbine-compresseur qui entraîne une génératrice renvoyant l’énergie électrique dans le réseau, puis transférée dans l’enceinte basse température. Les études préliminaires ont montré qu’un rendement global de 70 % est accessible avec les performances des turbomachines existantes.

Coordonné par l’opérateur intégré d’électricité et de gaz Poweo, ce projet associe la société SAIPEM ainsi que les centres de recherche du CEA-GRETh à Grenoble, du Groupe d’Etude des Matériaux Hétérogène (GEMH) à Limoges, de l’Office Nationale d’Etudes et de Recherches Aérospatiales (ONERA), du Conservatoire National des Arts et Métiers (CNAM) de Paris et d’Armines.

Le projet PUSHY

Le projet PUSHY (Potential Use of Solid HYdrogen), financé par ISI-Oséo, se compose de deux sous-projets : le projet OSSHY (On Site Solid HYdrogen) et le projet LASHY (Local Alternative Solid HYdrogen). Ces deux projets sont réalisés en partenariat avec CEA Liten, LINDE, WH2, ENERGHY et Green Access. Ce sont deux projets de démonstration qui déboucheront, après validation, sur des offres commerciales.

Le projet OSSHY concerne les industriels qui souhaitent produire leur hydrogène localement (production « on site »). Ce projet ne concerne pas directement le stockage d’énergie, c’est pourquoi on insistera surtout sur le second volet du projet PUSHY : le projet LASHY.

Le projet LASHY met en contact des producteurs d’énergies de sources renouvelables avec le marché industriel de l’hydrogène. Ce projet a pour ambition de créer une filière innovante dans le secteur de l’hydrogène industriel en installant un électrolyseur sur un site de production d’énergie renouvelable (EnR), plus particulièrement à proximité de centrales micro-hydrauliques concernées par l’arrivée à échéance de contrats d’obligation d’achat.

L’objectif est triple :

  • valoriser au maximum les EnR ;
  • créer une nouvelle logistique hydrogène via du stockage solide (pas de compression du gaz) ;
  • promouvoir une source de production d’« hydrogène vert » (aucune émission de CO2).

Contexte

Le projet LASHY a pour objectif d’étudier le couplage d’un électrolyseur alcalin avec une centrale de production d’électricité de type micro-hydraulique en permettant un arbitrage entre production d’hydrogène pour des applications industrielles et injection d’électricité sur le réseau.

Du fait de l’arrivée à échéance de certains contrats d’obligations d’achat dès 2012, un certain nombre de propriétaires et d’exploitants de centrale micro-hydraulique vont perdre leur tarif de rachat de l’électricité et, donc, subir une baisse de leurs revenus. Pour pallier cette baisse, le projet LASHY propose de convertir une partie de l’électricité produite en hydrogène par électrolyse de l’eau. Cet hydrogène est ensuite stocké dans un réservoir pour être vendu à des clients industriels (figure 1).


Figure 1 : Schéma de fonctionnement du projet PUSHY

L’objectif du projet LASHY est donc de valider la pertinence d’un tel système et d’optimiser son fonctionnement ainsi que ses performances techniques et économiques.

Electrolyse de l’eau

L’électrolyse de l’eau est un procédé qui utilise l’eau (H2O) comme matière première pour produire de l’hydrogène et de l’oxygène gazeux grâce à un courant électrique (figure 2).


Figure 2 : Electrolyse de l'eau

Dans le cadre du projet, l’énergie électrique excédentaire permet de produire de l’hydrogène par électrolyse de l’eau. Cet hydrogène est ensuite stocké dans les stockages solides McPhy, puis vendu aux industriels locaux.

Fonctionnement des réservoirs de stockage McPhy

Le stockage de l’hydrogène sous forme solide est réalisé grâce à des métaux, appelés hydrures, qui ont la capacité d’absorber l’hydrogène. Ces métaux fonctionnent comme de véritables éponges à hydrogène qui absorbent l’hydrogène à partir d’une certaine pression (10 bar dans le cas des réservoirs utilisés pour LASHY) et restituent l’hydrogène à pression plus faible (Environ 4 bar).


Figure 3 : mécanisme d’absorption de l’hydrogène

Pour réaliser des réservoirs à partir de ces « éponges à hydrogène ». Il faut dans un premier temps former des disques d’hydrures comme indiqué sur la figure 4. Ces disques d’hydrures sont ensuite empilés pour former des étagères, que l’on arrange dans un shelter (cf. figure ci-dessous) jusqu’à atteindre la capacité de stockage souhaitée par le client. Cette technologie permet aux réservoirs d’être très modulaires.


Figure 4 : Technologie McPhy très modulaire

Quelques chiffres

La taille de la centrale micro-hydraulique est estimée à 300 kW, ce qui permettrait de produire environ 45 tonnes d’hydrogène par an.

D’après les premiers calculs, cet « hydrogène vert » serait vendu par l’exploitant de la centrale micro-hydraulique à un distributeur gazier au prix de 5 €/kg. Cela correspond à une valorisation de 90 €/MWh (pour une efficacité d’électrolyseur de 5 kWh/Nm3 et utilisant la masse volumique de l’hydrogène : 0,08988 g/L).

Le distributeur gazier vendrait en retour l’hydrogène au client final 10 €/kg, sachant que le prix actuel de l’hydrogène industriel se situe entre 5 et 20 €/kg.

Ces premiers chiffres seront confirmés lors de la réalisation technique du démonstrateur LASHY, prévue courant 2014. Le projet ayant aussi pour but de valider la réalité économique d’un tel business plan.



Cette fiche a été rédigée par McPhy Energy.


Stocker et gérer l’énergie sous forme d’hydrogène : la Greenergy BoxTM d’AREVA

AREVA, au travers de sa filiale Stockage de l’énergie, a développé une solution de stockage et de gestion énergétique à base d’hydrogène : la Greenergy BoxTM. Ce développement a été réalisé avec le soutien de l’organisme public de financement et de soutien à l’innovation technologique OSEO, dans le cadre du programme Horizon Hydrogène Energie (H2E). Le programme Horizon Hydrogène Energie (H2E) est une plateforme d’innovation regroupant 19 partenaires mettant en commun des compétences et des moyens autour d’un objectif : construire en France une filière hydrogène énergie durable et compétitive en répondant aux besoins des premiers clients.

Ce concept industriel innovant, composé d’un électrolyseur et d’une pile à combustible, est un dispositif unique au monde à ce niveau de puissance. Il permet le stockage d’hydrogène et d’oxygène obtenus par électrolyse de l’eau en période de faible demande d’énergie et leur recombinaison pour produire de l’électricité lors des pics de consommation.

Couplée aux énergies renouvelables, la Greenergy BoxTM apporte une solution aux problèmes d’intermittence, en stockant l’énergie excédentaire et en la restituant lorsque l’électricité produite par les sources renouvelables est insuffisante.


Source : Greenergy BoxTM

La Greenergy BoxTM a, donc, trois fonctions principales :

  • la production d’hydrogène et d’oxygène par électrolyse,
  • le stockage d’énergie sous forme d’hydrogène et d’oxygène,
  • la production d’énergie électrique et thermique via la pile à combustible.

Ses caractéristiques techniques

D’une gamme de puissance modulaire de 20 kW à 100 kW, la Greenergy BoxTM offre une capacité de stockage énergétique importante sur une longue durée. Plusieurs systèmes peuvent être couplés afin d’accroître la puissance et la capacité énergétique et de répondre ainsi aux besoins des différents marchés. Son rendement électrique actuel de 30 à 35 % tend à augmenter et pourrait atteindre 45 % d’ici quelques années.


Caractéristiques techniques de la Greenergy BoxTM

Une première réalisation de ce concept : la plateforme de démonstration MYRTE


Plateforme de démonstration MYRTE

Située sur le site de Vignola à Ajaccio, la plateforme MYRTE (Mission hydrogène renouvelable pour l’intégration au réseau électrique) est issue de l’engagement de trois partenaires : l’université de Corse, le CEA et AREVA. Elle vise à démontrer la faisabilité d’un stockage d’énergie photovoltaïque via l’hydrogène afin d’écrêter les pics de production des panneaux solaires.

Dans ce but, une centrale photovoltaïque de 560 kWc est connectée à une chaîne hydrogène composée d’un électrolyseur de 10 Nm3/h, de cuves de stockage d’hydrogène et d’oxygène respectivement de 1.400 Nm3 et 700 Nm3 et d’une pile à combustible de 100 kW.


Schéma de principe de l’installation MYRTE © AREVA

Cette « batterie à hydrogène » est directement connectée au réseau électrique pour lisser la production des panneaux photovoltaïques.

Ce projet, cofinancé par la Collectivité Territoriale de Corse, l’Etat et l’Union européenne a reçu la labellisation du pôle de compétitivité Capénergies.

Depuis 2009, AREVA travaille sur le déploiement des équipements hydrogène ainsi que sur les aspects d’intégration et de sécurité. En particulier, les modalités d’application des différentes réglementations, la définition de normes ou de procédures standards pour déployer ce type de stockage sont travaillées de concert avec les administrations concernées. Des travaux de recherche sont menés avec l’INERIS et Air Liquide pour produire des données de bases permettant de mieux assoir ces normes et règlements.

En janvier 2012, la plateforme a été inaugurée, après les premiers essais de couplage au réseau, entrepris en décembre 2011. Les essais de caractérisation et qualification des sous-systèmes ont été réalisés sur site en première moitié de 2012, et les dernières adaptations du site ont été entreprises pour le passage en exploitation nominale. Les premiers fonctionnements de la plateforme en mode nominal ont été réalisés à l’été 2012, qui ont confirmé la fonctionnalité de la plateforme. Des opérations de maintenance pour upgrade de l’installation sont en cours, afin de faire bénéficier la plateforme d’évolutions technologiques sur la chaine hydrogène.

Il s’agit d’une étape cruciale pour la filiale stockage d’énergie d’AREVA qui lui permet de valider sa technologie à l’échelle pilote et d’initier l’étape suivante d’industrialisation.

Les premiers démonstrateurs commerciaux de la Greenergy BoxTM

La commune de La Croix Valmer, s’équipera en 2013 d’une Greenergy BoxTM. Connecté à 35 kW crête de panneaux photovoltaïques d’un bâtiment public, en l’occurrence du pôle de petite enfance, le système permettra, dans un premier temps, d’assurer le stockage énergétique du bâtiment et, dans un second temps, de servir de secours électrique en cas de coupure du réseau. En outre, la chaleur produite par le système sera récupérée et valorisée en apportant de l’eau chaude au bâtiment.

La commune de La Croix Valmer (située dans le Var), qui mène une politique environnementale exemplaire depuis plusieurs années, a aussi fait le choix de cet investissement pour sécuriser son alimentation électrique, du fait de sa situation en extrémité de réseau. Un phénomène encore accentué par l’augmentation estivale de la population touristique.

AREVA livrera également en 2013 une Greenergy BoxTM de 100 kW pour compléter l’installation MYRTE en corse, et l’amener ainsi à sa puissance nominale.

Couplé aux énergies renouvelables, ce procédé à l’avantage d’être complètement propre.

De plus, il facilite la pénétration des EnR en permettant l’écrêtage des pics de consommation, l’atténuation des variations, et la limitation des surtensions dans un contexte de faible consommation.

Enfin, il offre une énergie de secours autonome sans logistique d’approvisionnement, lors de coupures du réseau électrique.

Les applications cibles

Démontrée industriellement, la technologie d’AREVA est un procédé innovant de stockage d’énergie aux applications concrètes et immédiates.

  • la Greenergy BoxTM représente une solution pour les régions où l’approvisionnement électrique complexe : absence de lignes électriques, forte dispersion de la population, relief escarpé, etc. Elle est, particulièrement, adaptée au contexte insulaire ;
  • la Greenergy BoxTM se positionne, également, sur les marchés du stockage pour favoriser l’intégration des énergies renouvelables au réseau électrique, la sécurisation du réseau national et une gestion énergétique décentralisée de type micro-quartiers.



Cette fiche a été rédigée par AREVA.



Quelques expérimentations de stockage à l’étranger

Les stratégies de développement du stockage sont différentes selon les régions du monde : si les États-Unis et l’Allemagne font partie des pays qui encouragent le plus le développement du stockage, d’autres pays favorisent également par leur législation le développement du stockage. Ainsi, les régulations italienne, espagnole, portugaise, suisse et autrichienne prévoient un statut particulier pour des unités de stockage intégrées dans les réseaux, permettant de bénéficier d’une exemption totale ou partielle des coûts d’utilisation des réseaux.

États-Unis

Le contexte réglementaire aux États-Unis

Aux États-Unis, la situation est très favorable au stockage et le devient de plus en plus. Ainsi, depuis 2002, les installations de stockage sont reconnues comme des outils de gestion des réseaux de transport et de distribution. À cet effet, le projet de loi American Recovery and Reinvestment Act datant 2009 (ARRA) facilite des investissements dans le stockage utilisés pour améliorer la gestion du système électrique.

Par ailleurs, les régulateurs de certains États américains (Pennsylvanie, Illinois, New York) ont adopté des mesures spécifiques pour faciliter le déploiement de moyens de stockage, via des marchés de capacité ou des rémunérations de services spécifiques à certaines technologies. Ainsi, suite à l’adoption de la loi « Energy Storage Bill AB 2514 » en Californie, le régulateur californien (la « California Public Utility Commission » – CPUC) a pour mission de définir des objectifs pertinents pour 2015 et 2020 pour de nouvelles capacités de stockage d’électricité.

En outre, le Department of Energy (DoE) finance un grand nombre de ces projets, notamment des CAES.

En février 2010, le DoE a publié un rapport pour recenser les valorisations potentielles des technologies de stockage, appelé Rapport Sandia. Ce rapport décrit un cadre technologiquement neutre et de haut niveau pour évaluer les bénéfices potentiels et le marché économique potentiel du stockage d’énergie dans le cadre d’applications relatives à l’électricité et aux énergéticiens.

Enfin, en août 2012, le DoE a annoncé l’allocation de 35 millions d’euros à 19 projets de R&D centrés sur le développement de technologies de stockage d’énergie. Cette somme est issue du fonds du département de l’Advanced Research Projects Agency-Energy (Arpa-e) qui met en place un nouveau programme intitulé « une gestion avancée et la protection des appareils de stockage d’énergie » porte sur 12 projets de recherche qui reçoivent près des deux tiers de l’allocation versée, soit 24,5 millions d’euros. Cette branche du programme Arpa-e se concentre sur l’amélioration du potentiel chimique des batteries. Ces batteries aux capacités plus poussées devront s’adapter à l’ensemble du réseau par le biais de l’électricité « plug-in » et aux véhicules hybrides électriques.

Pour en savoir plus :

Energy Storage for the Electricity Grid: Benefits and Market Potential Assessment Guide

Les expérimentations

Le stockage d'énergie communautaire se développe dans l’Ohio. Il s’agit d’installer une batterie de 25 kW pour cinq maisons. Chaque quartier dispose donc de plusieurs batteries qui sont contrôlées à distance, selon les principes d’un Smart grid, en fonction de nombreuses informations comme le niveau de charge des batteries, la consommation des résidents ou des demandes du centre de dispatching. Ce dispositif est en cours d’expérimentation auprès de plus de 110 000 consommateurs. Le budget est de 150 millions de dollars dont la moitié est financée par le DoE.

Pour en savoir plus :

Bulletins électroniques – Le stockage d’électricité à portée de main

Une unité de CAES de 1ère génération de 110 MW est en fonctionnement depuis 1991 à McIntosh.

Pour en savoir plus :

Compressed Air Energy Storage (CAES)

Le plus grand CAES du monde est en construction à Norton (Ohio). Sa puissance sera de l’ordre de 2 700 MW et elle comportera 9 unités de production (compresseurs - turbines). L’air sera comprimé à une pression de l’ordre de 100 bars et le réservoir du stockage est une caverne formée de roche de nature calcaire, située à 670 m de profondeur.

Allemagne

Le contexte réglementaire en Allemagne

L’Allemagne est le pays du monde qui a développé le plus vaste cadre pour le secteur du stockage de l’énergie et des piles à combustible :

  • les financements en faveur du stockage se sont élevés à 2,2 milliards d’euros pour la période 2008-2011 ;
  • les expérimentations de stockage à base d’hydrogène et de piles à combustible menées en Allemagne représentent 70 % des démonstrateurs en Europe.

Par ailleurs, l’Allemagne fait partie des pays européens qui sont en train de modifier leurs régulations énergétiques en faveur du stockage d’énergie. Elle penche ainsi vers un modèle incitatif favorable au stockage :

  • une loi exemptant toute nouvelle installation de stockage stationnaire du tarif d’utilisation du réseau électrique a été promulguée début 2009. Cette exemption peut représenter entre 5 et 25 euros par mégawattheure de coûts supplémentaires en fonction de la tension du raccordement et l’intensité d’utilisation du système de stockage d’électricité ;
  • une majoration du tarif de rachat d’électricité éolienne répondant à des critères de stabilité est à l’étude ;
  • une prime à l’autoconsommation d’énergie photovoltaïque est également envisagée.

Enfin, à la fin de l’année 2010, l’Allemagne a publié sa vision de son système énergétique à l’horizon 2020-2025, au sein de laquelle le stockage de l’électricité figure en bonne place.

Les expérimentations

A Stuttgart (Bade-Wurtemberg), une installation de démonstration de méthanisation fonctionne actuellement. L’énergie excédentaire fournie par les installations éoliennes et photovoltaïques est transformée en méthane synthétique, énergie intermédiaire qui peut ensuite être stockée jusqu’à utilisation dans des gazomètres et des conduits de gaz déjà existants. La construction d’une première centrale de 10 MW est en cours.

A Huntorf (Basse-Saxe), un CAES de 1ère génération d’une puissance de 280 MW et construite en 1978 est en cours de fonctionnement. Au début, le site fut construit dans le but d’avoir une source d’énergie de réserve dont le temps de réponse est de l’ordre de quelques minutes. Aujourd’hui, il est toujours utilisé de façon ponctuelle, essentiellement pour couvrir les besoins urgents en attendant que les centrales à gaz ou au charbon ne soit en régime (souvent après 3-4 heures). Une deuxième utilité provient du développement de plus en plus important des éoliennes au Nord de l’Allemagne et sert à compenser les variations de cette ressource afin d’offrir un courant plus stable.
Ce démonstrateur est soutenu par les fonds du ministère de l’économie et des technologies. Il a permis d’atteindre un rendement de 70 % alors que le rendement traditionnel des CAES se situe entre 20 et 30 %.

Pour en savoir plus :

Le stockage d’air comprimé de HUNTORF : plus de 20 ans de succès dans l’exploitation

A l’initiative d’Enertrag (Enertrag Hybrid Power Plant), une expérimentation est en cours près de l’aéroport de Berlin pour alimenter une station-service en hydrogène. La station-service distribue de l’hydrogène « propre » neutre en CO2 car produit à partir de l’énergie éolienne du producteur Enertrag. La technologie « hydrogène du vent », aussi appelée « power to gas » en Allemagne, consiste à utiliser les pics de production éolienne pour alimenter un système d’électrolyse permettant de produire de l’hydrogène. Selon les experts, cette technologie de stockage chimique de l’énergie représenterait le plus grand potentiel de stockage de l’énergie en Allemagne.

Italie

Situé dans la région des Pouilles, INGRID est un démonstrateur de recherche européen de grande envergure sur le stockage de l’électricité grâce à l’hydrogène réunissant un consortium de sept partenaires (Engineering Ingegneria Informatica, Agenzia per la tecnologia e l’Innovazione, Enel Distribuzione, Hydrogenics, McPhy Energy SA, Ricerca sul Sistema Energetico et TECNALIA).

Le projet doit durer quatre ans et aura un budget total de 23,9 millions d’euros, dont 13,8 millions d’euros seront financés par la Commission européenne dans le cadre du 7e Programme Cadre pour la recherche et l’innovation européennes.

La principale innovation du projet INGRID consistera à combiner l’électrolyse et des systèmes de stockage d’hydrogène à l’état solide à haute densité avec des technologies informatiques avancées pour le suivi et le contrôle des réseaux de distribution intelligents dans un scénario de haute pénétration des énergies de sources renouvelables afin d’équilibrer la demande et l’approvisionnement en énergie.

Le consortium concevra, bâtira, déploiera et exploitera une installation de stockage d’énergie de 39 MWh en utilisant une solution de stockage d’hydrogène à l’état solide ainsi que des systèmes d’alimentation à pile à combustible et la technologie d’électrolyse dans la région des Pouilles, où plus de 3 500 MW d’énergie solaire, éolienne et de biomasse sont déjà installés. L’installation de stockage d’énergie sous forme d’hydrogène, qui compte plus d’une tonne d’hydrogène stocké en toute sécurité, ainsi qu’ un nouveau générateur d’hydrogène de 1,2 MW à réaction rapide, fournira une assistance efficace et intelligente à l’équilibrage du réseau local.

Chine

L’entreprise chinoise BYD et le distributeur d’électricité chinois – la State Grid Corporation of China (SGCC) – ont construit la plus grande station de stockage d’énergie au monde. Implantée à Zhangbei (province d’Hebei), l’infrastructure – baptisée State Grid Project – combine à la fois production d’énergie solaire et éolienne à hauteur de 140 MWh et la possibilité de stocker sur place 36 MWh de l’électricité produite.

SGCC a choisi la technologie de batteries fer-phosphate de BYD en raison de sa longévité (près de 20 ans). L’investissement total pour l’ensemble du site se monte à 500 millions de dollars.

Conclusion

Face au développement rapide des énergies renouvelables intermittentes et non pilotables, le stockage pourrait devenir incontournable pour assurer la continuité de l’alimentation et garantir la qualité de la fourniture en électricité des consommateurs.

Batteries électrochimiques, stockage gravitationnel ou stockage d’air comprimé, les technologies se multiplient pour répondre à des besoins très variés et font l’objet de nombreuses initiatives partout dans le monde.

Si le stockage d’énergie constitue un levier technique difficilement contournable pour intégrer les moyens de production intermittents et les nouveaux usages, des incertitudes d’ordre technique, réglementaire et surtout économique demeurent.

Afin de parvenir à des modèles économiques acceptables, il faudra renforcer les efforts de RD&D dans la plupart des familles technologiques. Selon les choix politiques et réglementaires de développement du stockage de grande capacité et/ou du stockage diffus émergeront des business modèles multiples et complexes, déclinés pour chaque acteur du marché.

Créée en 2011, l’European Association for Storage of Energy (EASE), association européenne regroupant des industriels, des universitaires, des organismes européens permettra de poursuivre et d’enrichir les réflexions sur ces sujets à l’échelon européen.

Forum et interviews

La Commission de régulation de l’énergie a organisé son dixième forum le 19 juin 2012 sur le thème des technologies de stockage, dont les progrès seront déterminants pour le système électrique intelligent de demain.

Monsieur Jean-Pierre Joly, Directeur général de l'Institut national de l'Energie Solaire, Monsieur François Bouchon, Directeur Général Délégué de Saft France et Vice-Président de l’Association Européenne pour le Stockage d’Energie et Monsieur Emmanuel Puchala, chef du programme Stockage d’énergie chez GDF Suez sont intervenus lors du forum afin de nous présenter les différentes technologies de stockage existantes, les avantages du stockage pour le système électrique de demain et les obstacles au développement de ce nouveau moyen de flexibilité.


Point de vue de Jean-Pierre Joly
Directeur général de l'Institut national de l'Energie Solaire

Point de vue de François Bouchon
Directeur Général Délégué - Vice-Président de l’Association Européenne pour le Stockage d’Energie

Point de vue d’Emmanuel Puchala
Chef du programme Stockage d’énergie


Vous découvrirez également les interviews suivantes :

Interview de Frédéric Guyard
Directeur technique

Interview de Bruno Mansuy
Président et fondateur d’Energies Renouvelables et hydrogène en Bretagne « ERH2-Bretagne »

Interview de Jean-Gabriel Steinmetz
Responsable développement Smart Grids

Interview de Pierre Brun
Chef de projet Stratégie et Développement chez EDF SEI




Point de vue de Jean-Pierre Joly (INES) :

Les problématiques de stockage font l’objet d’activités de recherche depuis de nombreuses années au Commissariat à l'énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA). De nouveaux programmes ambitieux sur les nouvelles technologies de l’énergie ont récemment été développés. Cela s’est fait par deux approches technologiques différentes :



  • une approche « bottom up » qui consiste, afin de mettre au point des technologies de batteries innovantes, à travailler et à entreprendre des recherches à partir des matériaux. Ces activités de recherche sont essentiellement localisées au Laboratoire d’innovation pour les technologies des énergies nouvelles et les nanomatériaux (Liten) ;
  • une approche « top down » dans laquelle ce sont les besoins d’intégration de l’énergie solaire sur le réseau qui orientent les travaux de recherche et la conception des systèmes de stockage. En effet, le CEA est fortement engagé sur le développement de l’énergie solaire, énergie par nature « variable » (plutôt qu’intermittente, car elle est un peu plus prédictible que d’autres), ce qui pose des problèmes pour son insertion sur les réseaux électriques. Cette activité est localisée à l’Institut national de l’énergie solaire (INES).

Le CEA travaille également sur les problématiques associées aux véhicules électriques et au stockage de l’électricité à partir des batteries des véhicules.


Source : INES

Concernant les développements technologiques des batteries Lithium-Ion, deux types de recherche sont menés :

  • des recherches en amont sur les matériaux (problématique d’électrodes positives et négatives et d’électrolytes) : le panel de matériaux dont on dispose est assez large pour répondre à des applications et des cahiers des charges assez différents, selon les batteries et l’utilisation que l’on en fait ;
  • des recherches sur les prototypes : le CEA a installé une plateforme de prototypage qui permet d’assembler des éléments de batteries (des cellules et des modules complets) et de travailler sur les problématiques afférentes.


Source : INES

L’infrastructure située à l’INES est une infrastructure d’évaluation des technologies. Depuis deux ans, il existe une plate-forme qui permet d’évaluer les batteries de très grosse puissance (500 V, 700 A) et d’évaluer les batteries en test climatique dans une très large gamme de températures.


Source : INES

L’ensemble de ces recherches et de ces tests – réalisés selon des procédures élaborées et validées à l’échelon international – a permis de constituer une base de données complète, comprenant un grand nombre de paramètres (temps de réponse, puissance disponible, ratio puissance/énergie, profondeur de décharge, durée de vie, coût, etc.) et ce sur une large gamme de batteries : des prototypes mais aussi des batteries commercialisées (plomb, sodium bêta, supercapacités, Lithium-Ion, Redox, NIMH, NICd).

L’INES est également pionnier dans le développement d’indicateurs de l’état de charge des batteries plus précis qui permettent d’évaluer l’énergie globale restante et la puissance disponible, avec des jauges spécifiques.


Source : INES

Les systèmes de stockage sont développés pour gérer au plus près la production photovoltaïque et les besoins du réseau local. Leur développement a tout particulièrement pour objectif de faire en sorte que :

  • les consommateurs d’électricité puissent se procurer un système global qui inclut à la fois la production décentralisée variable et les moyens de stockage ;
  • ce système soit considéré par le gestionnaire de réseau comme un système fiable, prédictible et sur lequel il peut s’appuyer avec la possibilité d’avoir des plans de production définis à l’avance ;
  • ce système de stockage puisse participer aux services système.


Source : INES

Dans ce cadre, un grand nombre d’outils (algorithmes de production photovoltaïque, d’évaluation d’état de charge et d’état de l’énergie, d’évaluation d’état de santé et de vieillissement, de gestion et de pilotage du système) a été mis point permettant de caractériser et quantifier l’intermittence de la production photovoltaïque (outils de simulation à partir des prévisions météorologiques), de définir la stratégie de gestion, de choisir la technologie de stockage, d’optimiser la taille du système et de l’architecture électrique, etc.

Le CEA teste et valide également des systèmes complets de stockage grâce à des plates-formes de simulation et d’expérimentation reproduisant un micro-réseau. Ce micro-réseau est raccordé au réseau public de distribution d’ERDF et relie les installations de production photovoltaïque, les capacités de stockage, le système de pilotage global et la recharge des véhicules électriques (tel que le réseau expérimental PRISMES qui couple un champ photovoltaïque de 20 kW avec des batteries Lithium-Ion).


Source : INES

Ce réseau expérimental a permis de démontrer en grandeur réelle qu’il est possible de produire une courbe de photovoltaïque garanti dans la journée et d’ajuster la production photovoltaïque en chargeant et déchargeant la batterie.


Source : INES

Le couplage photovoltaïque/véhicules électriques fait également l’objet de tests en grandeur réelle sur une plate-forme d’expérimentation avec des Toyota Prius Hydrid rechargeables utilisées en usage courant (trajet domicile/travail).


Source : INES

Enfin, le CEA a développé une plate-forme de simulation globale pour tester les stratégies de gestion et étudier de façon paramétrique le dimensionnement des systèmes de stockage. Il s’agit de regarder en état virtuel le design d’un système (où placer les systèmes de stockage, quelle quantité de stockage mettre en fonction des différentes paramètres cités précédemment). Le CEA a notamment étudié des scénarios de type effacement de la pointe du soir.


Source : INES


Jean-Pierre Joly
19 juin 2012





Jean-Pierre Joly est Directeur général de l’Institut national de l'Energie Solaire



Point de vue de François Bouchon (SAFT) :

Des solutions de stockage sous forme de batteries existent à tous les niveaux du système électrique.

Tout d’abord, au stade de la production d’électricité, les technologies de stockage (batteries li-ion en conteneur) interviennent pour faciliter l’intégration des énergies renouvelables intermittentes en lissant dans le temps l’électricité injectée sur le réseau.

Ensuite, sur les réseaux de transport, les solutions de type FACTS (Flexible AC Transmission Systems) associent une composante de puissance active (les batteries li-ion de haute puissance) à une composante traditionnelle de puissance réactive, pour apporter ainsi un support réseau très flexible. Quelques expérimentations sur des puissances très élevées sont actuellement en cours.

Enfin, sur les réseaux de distribution, les batteries permettent de mieux gérer les flux bi-directionnels et les pointes induits par la présence de sources d’énergies renouvelables décentralisées. Sur la partie résidentielle, il est possible d’installer des solutions à base de modules qui permettent le déplacement de l’énergie.


Source : SAFT

Cette animation montre comment le stockage permet d’utiliser l’électricité produite par l’installation de production photovoltaïque au moment de la pointe de consommation du soir. Ce cycle journalier implique que les batteries aient un nombre de cycles de vie très élevé (jusqu’à plusieurs milliers de cycles) afin que leur durée de vie soit de 15 à 20 ans comme celle des installations photovoltaïques.

Ce système présente des avantages :

  • pour l’utilisateur : une augmentation de la valeur de l’énergie photovoltaïque produite et une autonomie de gestion qui peut aller dans certains cas jusqu’à 100 % avec des batteries de taille adaptée et une fonction de secours (protection contre les pannes sur le réseau) ;
  • pour le gestionnaire de réseau : un écrêtement des pointes et une participation aux services système ;
  • pour la collectivité : sur le plan socio-économique, il constitue une solution pour permettre le développement massif du photovoltaïque au niveau résidentiel et son intégration au réseau, et de contribuer ainsi à la réduction des émissions de CO2.

Afin de pouvoir tester ses différentes batteries et modules, Saft participe à des démonstrateurs de Smart grids financés, notamment par l’ADEME et les fonds FEDER :

  • Millener : le projet vise à installer 500 batteries en Guadeloupe, à La Réunion et en Corse. Ces installations apporteront de nombreux avantages pour les gestionnaires de réseaux (lissage de la production photovoltaïque, contribution au maintien de la fréquence, planification « infra-day » offre/demande, équilibrage instantané offre/demande) et pour les consommateurs (amélioration de la maîtrise de la demande en énergie, utilisation optimisée de l’énergie et fonction secours). Ce projet est actuellement en cours de déploiement jusqu’en 2013 et l’expérimentation durera pendant 4 ans. Il rassemble les entreprises Saft, EDF SEI, Schneider Electric, Edelia, BPL Global, Tenesol, Sunzil et Delta Dore ;


Source : SAFT

  • Nice Grid : le projet vise à tester, en région PACA, des solutions de stockage li-ion à trois niveaux différents du réseau de distribution : une batterie en conteneur au niveau du poste source HTB/HTA, cinq batteries de plus faible puissance au niveau des postes de distribution publique HTA/BT et une centaine de batteries en résidentiel couplées au photovoltaïque. L’ensemble du dispositif permettra d’effacer environ 5 MW de consommation. L’objectif de ce projet est que les clients deviennent acteurs de leur consommation d’énergie.


Source : SAFT

Saft participe également à d’autres expérimentations :

  • le projet franco-allemand Sol-ion qui associe Voltwerk, Tenesol, l’INES, Fraunhofer ISET, E.ON, ISET et ZSW : 75 systèmes sont actuellement déployés et des retours d’expérience sont déjà disponibles ce qui a permis de déterminer des niveaux d’autoconsommation en fonction des volumes de stockage ;

  • Source : SAFT

  • un projet sur le lissage de la production photovoltaïque et éolienne, associant une application de modulation.

  • Source : SAFT

  • le projet piloté par Acciona en Espagne qui est le premier projet européen (labellisé Eurêka/Eurogia+) de ferme solaire de grande dimension (1,2 MW) associant un stockage d’énergie de la gamme du mégawatt. Ce projet a permis, d’une part, la mise au point de la batterie li-ion en conteneur de 1,1 MW en conditions réelles et, d’autre part, la réduction du coût complet moyen du kWh.

Plusieurs projets sont également en cours sur le sujet de l’intégration des EnR :

  • plusieurs conteneurs (soit plusieurs mégawatts) sont en cours d’installation à Hawaï et en Californie pour venir en support de la production photovoltaïque ;
  • UK Power Networks a, en démonstration depuis 2011, un équipement FACTS avec stockage Li-ion Saft de 0,6 MW en support d’un champ éolien ;
  • les appels d’offres éoliens et solaires de la CRE représentent une excellente opportunité de déploiement du stockage en France.

François Bouchon
19 juin 2012





François Bouchon est Directeur Général Délégué de SAFT France et Vice-Président de l’Association Européenne pour le Stockage d’Energie.



Point de vue d’Emmanuel Puchala (GDF Suez) :

GDF Suez travaille sur différentes technologies de stockage (batteries, systèmes de volants d’inertie et d’intégration, etc.) et, plus particulièrement, sur le stockage thermodynamique qui comprend le stockage d’énergie par air comprimé (Compressed Air Energy Storage - CAES).

Le CAES est une technologie qui consiste à stocker l’électricité excédentaire produite en heures creuses (par exemple par des éoliennes ou des panneaux photovoltaïques) pour l’utiliser pendant les heures de pointe ou en l’absence de production. L’électricité excédentaire est utilisée pour comprimer de l’air qui sera ensuite libéré pour faire tourner des turbines et produire de l’énergie aux heures de pointe.

Il existe trois générations de CAES :

  • dans la première génération, la chaleur de compression est complètement évacuée et du gaz est brûlé pour chauffer l’air comprimé à la sortie (l’air est réchauffé pour éviter qu’il ne sorte à - 100 °C et qu’il ne neige à 30 km autour du site !) ;
  • dans la deuxième génération, la chaleur d’une turbine est utilisée pour réchauffer l’air. Cela permet d’avoir une meilleure efficacité. Ces deux technologies existent aujourd’hui et sont développées en Allemagne et aux États-Unis ;
  • la troisième génération, dont il n’existe pas de site industriel à ce jour, est le stockage adiabatique dans lequel la chaleur de compression est stockée en même temps que l’air, ce qui permet d’avoir une installation neutre au niveau carbone et d’avoir des rendements bien meilleurs.

Il existe également deux échelles de CAES :

  • des installations de forte puissance de l’ordre de 100 MW installées sur les réseaux de transport, fonctionnant penant 4 à 10 heures ;
  • les micro-CAES de l’ordre de 1 MW installées sur les réseaux de distribution.

Quelques projets phares sont en développement aujourd’hui :

  • le projet ADELE en Allemagne qui vise à mettre en place un premier démonstrateur de CAES adiabatique d’ici à 2015 ;
  • trois projets américains : PG&E, NYSEGC et SustainX.


Source : GDF Suez

Il existe un autre projet phare coordonné par GDF Suez et soutenu par l’Agence nationale de la recherche (ANR) : le projet SEARCH. Il a pour objectif d'étudier un CAES adiabatique avec un stockage de chaleur sur média céramique enterré et des cavités creusées dans le granit (Line Rock Cavern - LRC). Il regroupe quatre partenaires : Saint Gobain, le CEA, Armines et l’ANR et se déroule sur la période 2009-2013 pour un budget de 4,8 millions d’euros.

Les grandes phases de la conception du CAES adiabatique consistent à :

      dans un premier temps, trouver les optimisations technico-économiques : il s’agit de faire varier les différents paramètres techniques et économiques pour rechercher des optimums, obtenir un excédent brut d’exploitation puis un taux de rentabilité interne. En multipliant les itérations, il est possible de déterminer un classement des solutions technologiques les plus adaptées et les plus rentables.
      La modélisation du réservoir de stockage thermique a été réalisée de la même façon (étude de diverses formes, orientations, matériaux). L’une des conclusions est que l’optimum est un cylindre orienté de façon verticale, avec en permanence la partie chaude en haut et la partie froide en bas ;


    Source : GDF Suez

      dans un second temps, chercher un optimum pour le creusement des cavités. De nombreuses modélisations ont été réalisées. On voit ci-dessous l’une d’entre elle, qui modélise un système avec deux LRC (en violet) et deux stockages de chaleur (bleu et vert) ;
      3. dans un troisième temps, déterminer la structure des parois du stockage de chaleur : il faut arriver à trouver un compromis entre l’isolation (température de l’ordre de 500 °C) et la résistance mécanique. Il faut également que ce soit étanche et durable sans maintenance (une fois que le réservoir est enterré à 100 mètres sous terre, il est difficile d’y intervenir).


Source : GDF Suez

Un travail a également été mené sur les médias de stockage thermique en céramique : deux types de médias ont été testés dans la voûte nucléaire du CEA. Les résultats de ces travaux ont confirmé les performances des matériaux et se sont avérés très instructifs concernant la forme et la disposition de ces médias.

Un démonstrateur est en cours de construction pour tester les parois dans des conditions aussi proches que possible du réel. Ces conditions combinent de la chaleur à 600 °C et de la pression en air humide, afin de mieux appréhender le comportement d’une enceinte de stockage de chaleur pour CAES. En effet, si le comportement de l’air sec et celui de la vapeur sont bien connus, le comportement de l’air humide n’avait pas de modèle au-delà de 473 K jusqu’à l’an dernier.


Source : GDF Suez

Aujourd’hui, l’objectif est d’élargir la gamme du stockage thermodynamique :

  • par la taille des CAES : les plus petits CAES ont des rendements presque aussi intéressants et de moins fortes contraintes liées à leur taille (stocker de la chaleur à 500 °C en milliers de mètres cubes devient problématique). Ces CAES plus petits sont des solutions efficaces, facilement implantables (sans trop de contraintes géographiques), avec une maturité technologique qui devrait être atteinte d’ici deux ans. Par ailleurs, ils peuvent se répartir sur le réseau de distribution avec une plus large gamme de services que les CAES de forte puissance ;
  • deux autres technologies de stockage thermodynamique : le stockage par liquéfaction d’air et le stockage d’électricité par un stockage combiné de chaleur et de froid avec transferts thermiques par cycle fermé d’argon. Cette dernière solution offre de très bons rendements et permet de s’affranchir des contraintes d’implantation (pas besoin de cavités, pressions beaucoup plus faibles).

Cependant, si les technologies de stockage thermodynamique ont bien évolué et si les démonstrateurs sont nombreux sur l’éventail des technologies, beaucoup de questions restent encore en suspens :

  • sur la validité du modèle économique. Cette question se pose avecune acuité particulière en France, pays qui combine de bons réseaux et une pénétration encore limitée des EnR;
  • sur la primauté du stockage thermodynamique par rapport à ses nombreux concurrents en matière de stockage (STEP et batteries Na-S, Li-Ion, méthanation) ou à des solutions alternatives (flexibilité des centrales classiques, demand side management, réseaux à courant continu à travers l’Europe) ;
  • enfin, sur le plan réglementaire, il faudra des règles précises permettant de disposer de nouvelles installations en sous-sol (le droit minier et droit du sous-sol sont actuellement adaptés au stockage souterrain de gaz et nécessiteront vraissemblalement quelques ajustements pour le CAES).

Plus généralement, le stockage fait face à la problématique de la rémunération financière. Aujourd’hui le stockeur n’a pas de statut particulier. Il paie les frais d’utilisation du réseau pour l’électricité soutirée et pour l’électricité réinjectée. Cette problématique devra être ajustée pour permettre le développement du stockage à grande échelle, dans l’intérêt commun des gestionnaires de réseaux et des des opérateurs énergétiques.

Le stockage d’électricité et de chaleur représente une piste prometteuse pour décarboner le mix énergétique et un enjeu industriel majeur pour les opérateurs énergétiques, les gestionnaires de réseaux et quelques acteurs industriels impliqués sur ces technologies émergentes. Afin d’inciter au développement du stockage, il est nécessaire de soutenir plus fortement les travaux de recherche voire peut-être de faire bénéficier le stockage d’un tarif d’accompagnement pour sécuriser les investissements nécessaires à la promotion de la filière, à la baisse des coûts et à l’intégration des systèmes.


Emmanuel Puchala
19 juin 2012





Emmanuel Puchala est Chef du programme Stockage d’énergie chez GDF Suez.



Interview de Frédéric Guyard (AGNES) :

Qu’est-ce que le stockage d’énergie par air comprimé ?

Le stockage d’énergie sous forme d’air comprimé permet de stocker de l’énergie en utilisant l’énergie électrique pour comprimer de l’air, en stockant cet air comprimé dans un réservoir pressurisé et en détendant cet air comprimé dans une turbine pour produire de l’électricité pendant les heures de pointe ou selon les besoins du réseau électrique.

Ce réservoir pressurisé peut aller d’un simple tuyau de quelques mètres cubes à une caverne de plusieurs centaines de milliers de mètres cubes. Les puissances installées vont de quelques mégawatts à plusieurs centaines de mégawatts. Le stockage d’énergie sous forme d’air comprimé est appelé « CAES » (Compressed Air Energy Storage).

Quelles sont les dynamiques du développement des projets CAES dans le monde aujourd’hui ?

Aujourd’hui, deux sites sont opérationnels : Huntorf en Allemagne, en fonctionnement depuis 1979, avec une puissance installée de 290 MW et McIntosh, Alabama, aux Etats-Unis, en fonctionnement depuis 1991 avec une puissance installée de 110 MW. Un site a été démarré à Hokkaido au Japon en 2001 pour une phase de tests, puis a été arrêté.

La figure ci-dessous illustre le rythme de développement des projets CAES. Une nette accélération a eu lieu à partir de 2011 où la constante de temps entre chaque nouveau projet CAES est passée de 10 ans à 1 an. L’intermittence causée par l’intégration des énergies renouvelables est un des facteurs principaux expliquant cette nette accélération.


Figure 1: Nette accélération du rythme des projets CAES

La carte ci-dessous donne une vision spatiale de tous les projets CAES en cours.


Figure 2: Répartition géographique des projets CAES en cours

La majorité de ces nouveaux projets est localisée aux Etats-Unis. Ceci résulte tout d’abord d’initiatives menées par le Department of Energy (DOE) américain pour stimuler le démarrage de cette filière (> 60 M$ investis). Cette filière est de plus en plus autonome, comme le montre le fait que le stockage d’énergie ait été le secteur dans lequel les fonds de capital risque américains aient le plus investi au 3e trimestre 2011.

En Europe les projets sont, majoritairement, au stade de la recherche et du développement (R&D). D’après les informations publiques disponibles, le projet ADELE en Allemagne prévu en 2018 sera probablement le prochain projet CAES en Europe. La France est active sous la forme de projets R&D tels que les projets SEARCH, SETHER et SACRE, en partie financés par l’ANR.

Quels sont les avantages du CAES par rapport aux autres technologies de stockage ?

Le CAES offre une solution de stockage d’énergie à grande échelle de l’ordre du gigawattheure. La seule autre technologie capable d’offrir ce service est la technologie STEP, hors le potentiel de croissance de cette technologie est très limité, car la plupart des sites adéquats ont déjà été utilisés.

Au niveau thermodynamique, grâce à de nouvelles technologies de stockage d’énergie thermique, le rendement des unités CAES peut désormais approcher 70 %, rendant le CAES tout à fait compétitif par rapport à des moyens de production traditionnels de production d’énergie comme des centrales à gaz à cycle combiné ayant un rendement autour de 60 %.

Enfin, au niveau économique, selon une étude menée par Electricity Storage Association (www.electricitystorage.org) le CAES est une des technologies qui présente les dépenses d’investissement (CAPEX en €/MW installé) et d’exploitation (OPEX en €/MWh produit) les plus compétitives, comme le montre le graphe ci-dessous.


Figure 3: CAPEX et OPEX des différentes technologies de stockage d’énergie
Note : les « Metal-Air Batteries » rechargeables sont encore en cours de R&D. (Source: www.electricitystorage.org)

Quels sont les obstacles au développement de la filière CAES en France ?

Le CAES pâtit tout d’abord de l’environnement réglementaire défavorable au stockage d’énergie en France. Un investissement dans une unité de stockage d’énergie crée de la valeur pour un bon nombre d’acteurs :

  • le producteur : certains producteurs pourront augmenter leurs revenus grâce à l’unité de stockage qui sera un client supplémentaire pour eux pendant la nuit ;
  • l’opérateur du réseau électrique : l’unité de stockage permet d’absorber l’intermittence des énergies renouvelables et l’opérateur du réseau électrique pourra ainsi réduire ses investissements ;
  • le client : pendant les heures de pointe, la présence d’une unité de stockage permet de réduire la congestion du réseau électrique, menant ainsi à une baisse du prix de l’électricité pour le consommateur.

Cependant, la réglementation en vigueur ne permet pas d’inclure ces « externalités positives » dans la rémunération du stockage. Une évolution de cette réglementation permettrait d’améliorer la rentabilité de la filière CAES et, donc, de favoriser son développement.

L’identification de réservoirs de stockage adéquats est le deuxième aspect limitant le développement de la filière CAES. L’approche la plus répandue consiste à utiliser des cavernes souterraines (ex : Huntorf et McIntosh). Néanmoins, les cavernes présentent plusieurs inconvénients qui peuvent être fatals pour le développement d’un projet CAES.

  • les sites ayant une bonne géologie sont rarement proches des zones géographiques où le CAES pourrait apporter une valeur significative au réseau électrique.
    L’abandon du projet Iowa Storage Energy Park (ISEP) aux Etats-Unis en 2011 illustre l’ampleur du risque lié à la cavité souterraine. Après 8,6 M$ investis dans ce projet, le DOE a décidé d’arrêter le projet CAES ISEP de 270 MW, car la porosité de la caverne n’était pas suffisante pour opérer la caverne dans des conditions économiques rentables ;
  • les variations de pression inhérentes aux cavernes souterraines pénalisent le rendement thermodynamique global et le coût des machines. Typiquement, pour un projet de CAES souterrain, la caverne est pressurisée jusqu’à environ 80 bars pendant le chargement du stockage, hors la turbine produisant l’électricité opère autour de 40 bars. L’énergie issue de la détente de 80 bars à 40 bars est ainsi perdue.

Le CAES sous-marin développé par AGNES permet de s’affranchir de ces deux obstacles :

  • d’une part, l’humanité s’est historiquement développée le long de la mer. Par conséquent, le stockage sous-marin est naturellement proche de zones densément peuplées qui ont des problèmes de congestion électrique, car en bout de ligne ;
  • d’autre part, le stockage sous-marin permet d’avoir une pression constante grâce à la hauteur d’eau constante et évite, donc, les fluctuations de pression du stockage souterrain. Le rendement thermodynamique est, donc, amélioré et l’investissement dans les machines réduit.

Le stockage sous-marin apparaît, donc, comme un facilitateur pour le développement de la filière CAES en France et aura un rôle d’autant plus important à jouer pour absorber l’intermittence des parcs éoliens offshore.


Frédéric Guyard
11 septembre 2012


Frédéric Guyard a rejoint Alain DELSUPEXHE en novembre 2011 pour fonder la société AGNES. Frédéric y assume les responsabilités de directeur technique et supervise également tous les aspects liés au développement commercial d’AGNES.
Avant de rejoindre AGNES, Frédéric a travaillé plus de 6 ans chez Air Liquide dans des postes techniques, managériaux et commerciaux, dont 3 ans à Hangzhou en Chine.
Frédéric est diplômé de l’Ecole des Mines de Paris et a étudié un semestre à Pékin grâce à une bourse du gouvernement chinois.

AGNES est un développeur de projets spécialisé dans le domaine du stockage sous-marin d’énergie sous forme d’air comprimé.

Le stockage sous-marin d’énergie sous forme d’air comprimé permet d’absorber l’intermittence de production des parcs éoliens en mer. Ce procédé peut s’appliquer aussi aux congestions sur les réseaux de transport d’électricité et permet de stocker de l’électricité de base (typiquement nucléaire) en heures creuses pour la restituer pendant les pics de consommation dans des conditions de coût et de volume similaires à celles des STEP. Ce mode de stockage permet de restituer plusieurs centaines de mégawattheures pendant près de dix heures.

Cette solution innovante développée par AGNES fait l’objet de plusieurs brevets français. AGNES travaille, actuellement, avec les plus grands fournisseurs de turbines. En termes de marché, AGNES a identifié plus de 50 sites dans le monde et prépare, actuellement, son premier démonstrateur.

Interview de Bruno Mansuy (ERH2-Bretagne) :

Les technologies de l’hydrogène et des piles à combustible ont été utilisées, dès 1960, dans les premiers satellites spatiaux. Elles permettent non seulement de stocker l’énergie (en particulier les énergies renouvelables) sans aucune émissions de CO2, mais également d’alimenter des groupes électrogènes et tous types de véhicules électriques (bus, bateaux, sous-marins, satellites, trains, chariots élévateurs, camions, etc.), via une pile à combustible. Ces technologies permettent d’obtenir pour les automobiles, une autonomie de 500 à 800 kilomètres (comparée aux 100 kilomètres d’un véhicule électrique à batteries) et une durée de recharge de 3 à 5 minutes à la pompe (comparée aux 5 à 8 heures pour les batteries des véhicules électriques).

Comment fonctionne le stockage d’énergie à base d’hydrogène ?

Le stockage d’énergie à base d’hydrogène fonctionne simplement en utilisant l’énergie électrique (issue des énergies renouvelables ou non) à travers une électrolyse de l’eau (H2O). Elle permet d’obtenir deux gaz : du dioxygène (O2) et du dihydrogène (H2). Ces deux gaz peuvent ensuite être stockés de quelques heures à quelques mois (en cavité souterraine par exemple). L’hydrogène est le plus important de ces deux gaz, l’oxygène pouvant être capté ensuite dans l’atmosphère.

Par un procédé inverse de l’électrolyse, l’hydrogène et l’oxygène sont réutilisés dans une pile à combustible pour générer de l’électricité, de la chaleur et de l’eau.

Tout au long de la chaîne de production, stockage et réutilisation de l’hydrogène via une pile à combustible, il n’y a aucune émission de CO2, ce qui en fait un vecteur d’énergie propre par excellence.

Ainsi, lorsque le soleil, le vent ou encore les énergies marines fournissent de l’électricité et que la demande en électricité sur le réseau est faible, celle-ci est convertie en hydrogène. Lorsque la production d’énergies renouvelables diminue et que la demande en électricité est forte (pointes de consommation et creux de production), l’hydrogène est injecté dans une pile à combustible (ou un moteur à explosion) afin de fournir de l’électricité et ainsi de lisser les pointes.

Enfin, l’hydrogène produit peut aussi être valorisé par l’industrie comme produit chimique (raffinerie pétrolière par exemple), ou dans des véhicules électriques de toutes sortes.

Pourquoi l’hydrogène est-elle, selon vous, la solution de stockage d’avenir par excellence ?

L’hydrogène est la solution de stockage d’avenir par excellence : parce que c’est la méthode de stockage qui permet le plus de souplesse comparée à toute les autres, de quelques heures à quelques mois, pour une énergie stockée pouvant aller jusqu’à 1 TWh en cavité souterraine.

L’hydrogène permet aussi de stocker, de transporter (par un réseau gazier spécifique ou en mélange avec le gaz naturel par le réseau gazier actuel) et de réutiliser l’énergie, sans émission de CO2. Le transport de l’énergie grâce au vecteur hydrogène à travers un réseau gazier est une façon bien plus économe de transporter l’énergie comparée au réseau électrique et aux pertes en lignes que celui-ci génère.

Il existe plus de 1 500 kilomètres de réseau gazier hydrogène en Europe et autant aux USA, sur lesquels sont implantés des stations services à hydrogène. D’ailleurs, le réseau gazier français du XVIIe siècle jusqu’au milieu du XXe siècle transportait déjà de l’hydrogène pour alimenter les becs de lumière à Paris et dans d’autres grandes villes.

Enfin, l’hydrogène permet d’alimenter tous les types de véhicules électriques existants et à venir, tout en conservant l’autonomie et la durée de recharge des véhicules actuels.

Qu’entendez-vous par l’expression « économie de l’hydrogène » ?

Il y a déjà un marché de l’hydrogène industriel, celui-ci est utilisé pour l’élaboration de produits chimiques, dans les raffineries pétrolières, dans l’industrie agroalimentaire, dans la verrerie, la chaudronnerie, etc.

Le marché actuel de l’hydrogène :

  • 51 % pour la production d’ammoniac (NH3) ;
  • 45 % pour le raffinage des hydrocarbures (il existe un raffinage plus poussé, donc un carburant moins polluant, en utilisant plus d’hydrogène) ;
  • 3 % dans la chimie ;
  • 1 % pour d’autres utilisations.

L’hydrogène sera indispensable dans des usages stratégiques connus actuellement :

  • productions d’ammoniac et d’acide nitrique stratégiques pour la préparation d’engrais ;
  • en substitution des carburants liquides ;
  • dans toutes les formes de transport.

La nouvelle économie de l’hydrogène se met actuellement en place, notamment pour remplacer les produits pétroliers et gaziers en Europe. Cette volonté politique européenne est lentement répercutée au niveau national.

Quelles sont les applications possibles pour le stockage d’hydrogène ?

Les différentes applications possibles pour le stockage d’hydrogène sont le stockage de l’énergie, d’origine renouvelable ou non ; la production d’électricité via une pile à combustible ; l’alimentation de véhicules électriques de grande autonomie ; le transport de l’énergie sous forme d’hydrogène ; les bâtiments à énergie positive (dans lesquels l’hydrogène permettrait de stocker l’énergie renouvelable et d’alimenter les véhicules, la pile à combustible du bâtiment et du véhicule viendraient en appui de la production d’électricité).

Quelles sont aujourd’hui les réalisations concrètes dans le domaine ?

En ce qui concerne le stockage de l’énergie, l’Ile d’Utsira en Norvège utilise ce système pour stocker l’énergie éolienne. En Corse, l’hydrogène permet de stocker l’énergie photovoltaïque (plateforme MYRTE). À Penzlau en Allemagne, il permet de stocker l’énergie issue d’un parc éolien. L’hydrogène est, également, utilisé dans une station-service hydrogène comme combustible pour les bus et des voitures.

En Espagne, en Angleterre et dans la plupart des pays industrialisées, des projets de démonstrations sont, actuellement, en cours.

Enfin, plus de 200 voitures et plus de 50 bus électriques à l’hydrogène sont en circulation dans la plupart des grandes villes européennes.

Pourquoi ces technologies ne sont-elles pas très développées en France par rapport à d’autres pays d’Europe et du monde ?

Cela est dû à une méconnaissance du sujet par les politiques et les acteurs économiques, à une absence de volonté politique, à une frilosité des constructeurs automobiles français et à une réglementation inadaptée aux nouveaux usages de l’hydrogène, et ceci malgré une forte implication de la Commission européenne (la réglementation européenne pour les véhicules hydrogène date de 2008) et de la filière nationale.

Conclusion

La réduction de la dépendance énergétique européenne et française aux produits pétroliers et gaziers, les objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre par les industries, les bâtiments et les véhicules, ainsi que la relance de l’activité économique et industrielle de la France doivent nous inciter à développer dès aujourd’hui dans cette nouvelle économie de l’hydrogène qui participera à la troisième révolution industrielle de l’énergie.

Par la production d’énergie renouvelable décentralisée, le stockage de l’énergie intermittente ou non (sous forme d’hydrogène entre autres), le transport de l’énergie (électricité, gaz naturel, hydrogène), les réseaux énergétique intelligents (qui intégreront des compteurs très intelligents, permettant d’acheter et de revendre son énergie, en temps réel, à n’importe quel opérateur via un réseau informatique/électrique, de type peer to peer), et les applications qui en découlent pour les véhicules électriques et les bâtiments à énergie positive, nous pourrons offrir à la France la relance industrielle et économique dont elle a expressément besoin.


Bruno Mansuy
2 août 2012


De formation initiale dans l’économie et la gestion, Bruno Mansuy a exercé le métier de comptable pendant 8 années dans des compagnies financières et en Cabinet d’expertise comptable. Passionné par les sciences depuis toujours, il reprend ses études en cours du soir à l’Université Pierre et Marie Curie (Paris 6) pour étudier les sciences de la matière. Il intègre ensuite l’Université des sciences de Rennes 1 où il se spécialise dans 2 domaines : la physique et chimie quantique appliquée aux matériaux, et l’astrophysique. Après 7 années de reprise d’étude, il choisit de transmettre son savoir à des élèves malades ou blessés du centre hospitalier universitaire de Rennes. Depuis 2002, il est aussi enseignant au centre de formation d’apprentis de Saint-Malo et se consacre aux énergies renouvelables et aux technologies H2 et PAC. Il consacre presque tout son temps libre au pôle de compétences régional sur l’hydrogène et les piles à combustible ERH2-Bretagne (dont il est le fondateur) et à la filière nationale AFHYPAC afin de sensibiliser les politiques, d’organiser des rencontres avec les acteurs économiques, et de monter des projets de démonstration sur le territoire breton.

Le pôle de compétences régional sur l’hydrogène et les piles à combustible ERH2-Bretagne s’est créé fin 2009 en axant ses recherches sur 3 piliers indissociables liés à l’énergie : le développement des EnR, le stockage de l’énergie (sous forme d’hydrogène entre autres) et les réseaux énergétiques intelligents. ERH2-Bretagne est basé sur un modèle de cluster regroupant des laboratoires de recherche, des entreprises, des collectivités publiques et des établissements d’enseignement. Le comité scientifique compte actuellement 11 scientifiques (chercheurs, ingénieurs, enseignants, chefs d’entreprises) dont le professeur André DARCHEN de l’ENSC de Rennes, Christophe Le VISAGE de la SAS Stratégies Mers et Littoral et Rémi CHAMPEAUX de la société Hy-génération. Les services que nous offrons aux adhérents sont, notamment, de la veille technologique, économique, réglementaire et stratégique, des études générales et spécifiques et des montages de projets. Notre objectif est de participer à l’émergence d’une filière hydrogène et piles à combustible liée à la filière énergies marines et renouvelables ainsi qu’à la filière véhicules décarbonnés, en lien avec la filière hydrogène et piles à combustible nationale l’AFHYPAC. Un observatoire est mis à disposition du public sur www.ERH2-Bretagne.com

Interview de Jean-Gabriel Steinmetz (Cofely Ineo - GDF SUEZ) :

En quoi, selon vous, le stockage est une partie intégrante des réseaux électriques intelligents ?

Les réseaux électriques intelligents sont une réponse à plusieurs enjeux dont celui de l’insertion des productions décentralisées d’énergie renouvelable et des nouveaux usages tels que les véhicules électriques. Ceux-ci ont pour conséquence de rendre plus difficiles l’équilibrage du réseau et la gestion des flux de puissance.

Pour parvenir à les intégrer au mieux, il faut être en mesure de bien les prévoir et de bien les piloter, ce qui passe par la mise en place d’outils de prévision de production et de consommation, ainsi que d’envoi de signaux à destination des consommateurs pour moduler l’appel de puissance.

Toutefois, parce que les charges des consommateurs ne présentent pas une flexibilité infinie et ne sont pas forcément localisées à proximité des sources de production, il existera toujours des situations dans lesquelles les surplus ou les aléas de production d’EnR présenteront des difficultés de gestion pour le réseau électrique. Au lieu d’agir sur la production, au risque de la brider et de se priver de kilowattheures plus verts ou plus économes, le stockage apparaît comme la solution la plus appropriée pour jouer le rôle de tampon ou de régulation de cet équilibre.

A ce titre, le stockage d’électricité et le système de pilotage associé sont des outils au service du réseau et font partie intégrante des réseaux électriques intelligents.

Pouvez-vous nous parler du projet SMART ZAE ? Quelles sont les fonctionnalités de stockage qu’il possède ?

Le projet SMART ZAE est un démonstrateur de micro-réseau électrique intelligent sur une Zone d’Activité Economique (ZAE) à Toulouse, bénéficiant d’un soutien de l’ADEME dans le cadre des Investissements d’Avenir.

Plusieurs entreprises, dotées de production d’EnR (photovoltaïque, micro-éolien) sont reliées à un double stockage (100 kWh de volants d’inertie et 100 kWh de batteries) par une liaison à courant continu. Le stockage est contrôlé par une centrale de gestion intelligente de l’énergie. Le but du projet est de démontrer l’intérêt du stockage pour que la ZAE ait un comportement vertueux dans son utilisation du réseau : éviter les pics en heures de pointe ou fournir des services système par exemple.

Le stockage d’électricité va rendre possible la modulation du profil de consommation/production de la ZAE, par des charges/décharges programmées et une gestion en temps réel des aléas de production ou de consommation. La nature « hybride » du stockage permettra de répartir au mieux les sollicitations sur les deux technologies pour en optimiser la durée de vie.

En quoi consistent les innovations technologiques qu’il recouvre ?

Le projet met en œuvre plusieurs innovations technologiques :

  • des volants d’inertie à haut rendement : développés en partenariat avec LEVISYS, ces volants de 10 kW/10 kWh sont à lévitation à aimants permanents et présentent un très faible taux d’autodécharge ;
  • un bus à courant continu : les productions d’EnR sont reliées au stockage par des liaisons à courant continu, supprimant les onduleurs, réduisant ainsi une partie des pertes lorsque l’énergie est stockée puis déstockée. L’innovation réside notamment dans le pilotage en parallèle des convertisseurs d’énergie du partenaire CIRTEM reliés à un même bus ;
  • un algorithme de pilotage intelligent : élaboré par le laboratoire LAPLACE, cet algorithme optimisera le profil de la ZAE en fonction de données d’entrée économiques (tarifs, sollicitations de services système, etc.) et énergétiques (besoins des entreprises, prévisions de production d’EnR).

Avez-vous élaboré un modèle économique particulier pour ce démonstrateur de Smart grids qui prend en compte une composante stockage ? Si oui, lequel ?

Nous avons construit un modèle économique quasi exclusivement à partir des gisements de valeurs que le stockage d’énergie permet d’exploiter. Il s’agit des écarts de prix heures creuses / heures pleines, de l’autoconsommation, de la limitation de la puissance souscrite, de la valorisation des économies de CO2 sur le kilowattheure consommé, ou bien même de la fourniture de réserve primaire ou d’effacement diffus.

Pour ce faire, nous nous sommes projetés dans un monde futur où la chaîne de valeur est la même qu’aujourd’hui (mêmes acteurs et mêmes flux économiques) mais où les conditions réglementaires et tarifaires sont différentes. Ainsi, nous avons choisi de valoriser les kilowattheures solaires stockés puis consommés par la ZAE, de ne pas compter la composante de soutirage du TURPE pour les kilowattheures stockés servant aux services système ou à l’effacement, ou enfin, de mutualiser un même abonnement entre plusieurs entreprises.

Si aujourd’hui, le modèle économique ne s’équilibre pas à court terme, nous voulons, à travers SMART ZAE, proposer des pistes d’évolutions de la réglementation pour faire émerger le concept lorsque les technologies de stockage auront atteint une maturité et un développement suffisant pour en réduire fortement les prix.


Jean-Gabriel Steinmetz
11 septembre 2012


Jean-Gabriel Steinmetz est responsable du développement des activités Smart Grids chez SCLE SFE, filiale de COFELY Ineo.

Auparavant, il a été responsable du développement de l’activité Photovoltaïque Résidentiel chez COFELY Ineo et chef de Projet Innovation dans la télématique chez PSA Peugeot Citroën.

Il est diplômé de l’Ecole des Mines de Paris et ancien élève de l’Ecole Normale Supérieure de Cachan.

Acteur majeur du génie électrique, des systèmes d’information et de communication et des services associés, Cofely Ineo, Groupe GDF SUEZ, offre à ses clients privés et publics des solutions globales depuis la conception, la réalisation, jusqu’à la maintenance.
Cofely Ineo intervient sur des projets d'installations électriques industrielles et tertiaires, de réseaux d’énergie, d’éclairage public, d’infrastructures de transport et de télécommunications, de sécurité globale, de production d’énergie, de systèmes d’information et d'externalisation.
SCLE SFE, filiale de Cofely Ineo, est spécialisée dans le contrôle commande numérique destiné aux gestionnaires de réseaux de transport d’électricité, de distribution de l’électricité et de réseaux ferroviaires urbains et interurbains. Elle développe ses propres produits et les intègre dans des offres globales (systèmes intégrés) incluant tous les services souhaités par ses clients. De par son expérience dans les réseaux électriques, SCLE SFE est impliquée dans de nombreux projets Smart grids de Cofely Ineo.
Cofely Ineo fait partie de GDF SUEZ Energie Services, le leader européen des services multitechniques. GDF SUEZ Energie Services est une des six branches d’activité du Groupe GDF SUEZ, l’un des premiers énergéticiens au niveau international.

Interview de Pierre Brun (EDF SEI) :

En quoi consiste le projet SEPMERI ?

Le projet SEPMERI (Stockage d’Energie par Pompage en Mer permettant le développement des Energies Renouvelables Intermittentes) consiste à réaliser en Guadeloupe et/ou à La Réunion une station de transfert d’énergie par pompage (STEP) alimentée en eau de mer. Ce projet permettra de stocker de l’électricité à la demande, de lisser la production des EnR intermittentes et, donc, d’accroître la capacité d'accueil de ces dernières au-delà de la limite réglementaire des 30 % fixée par l’article 22 de l’arrêté du 23 avril 2008, relatif aux prescriptions techniques de conception et de fonctionnement pour le raccordement à un réseau public de distribution d’électricité en basse tension ou en moyenne tension d'une installation de production d'énergie électrique.

Quels sont les objectifs du projet de STEP marine ?

Les principaux objectifs du projet sont les suivants :

  • le lissage des pointes par un transfert d’énergie journalier (pompage pendant les heures creuses, turbinage pendant les heures de pointe) permettant d’éviter le recours aux turbines à combustion (TAC), coûteuses et de surcroit fortement émettrices de CO2 ;
  • le transfert d’énergie du week-end vers les jours ouvrés (pompage le week-end et turbinage la semaine) ;
  • la limitation des arrêts/démarrages des groupes thermiques en général, donc une réduction de leur vieillissement et de leur maintenance ;
  • la substitution lors de rupture de production d’énergies fatales (période sans vent durant plusieurs jours consécutifs par exemple) par un report d’énergie sur la période considérée ;
  • le lissage de la production intermittente (photovoltaïque et éolien) par la modulation de la puissance de pompage ou de turbinage,
  • la contribution aux services système (soutien au réseau avec par exemple la régulation de fréquence).

Quels sont les caractéristiques et l’état d’avancement des projets dans les zones insulaires ?

Un site favorable a été identifié en Guadeloupe sur la Commune de Petit Canal sur lequel des études de faisabilité (y compris des reconnaissances géologiques et environnementales) sont en cours et devraient s’achever fin 2012. La concertation a été engagée avec les associations environnementales et avec les exploitants agricoles au printemps 2012. Les constats intermédiaires à ce stade montrent que le projet guadeloupéen jouit d’une bonne acceptabilité et que les impacts socio-environnementaux pourront faire l’objet de mesures compensatoires adaptées.

Concernant La Réunion, après identification de zones potentielles au sud de l’île, une étude préliminaire a été finalisée sur deux sites situés sur les communes de Petite Île et de Saint Joseph. A la suite de cette première étape, une étude de faisabilité va être menée sur le plus prometteur des deux sites réunionnais (celui de Matouta sur la commune de Saint Joseph) à compter de novembre 2012.

Pour le site de Petit-Canal en Guadeloupe, le bassin (60 ha et 6,4 hm3) sera créé par excavation de matériaux rocheux et endiguement (digues réalisées en remblais dur) ; son étanchéité sera réalisée par des complexes bitumineux de nature différente en fond de bassin et sur les parements des digues. La solution technique pour l’usine n’est pas encore choisie mais différentes options sont étudiées : turbine-pompes, turbines et pompes séparées ou Pumps as Turbines en puits ou en caisson immergé (béton ou acier) en pied de falaise.

Quelle que soit l’option qui sera retenue in fine, les développements technologiques suivants seront indispensables :

  • pour l’équipement, le développement de turbines/pompes permettant une large plage de réglage en mode turbine, des temps de changement de mode très courts et un matériel résistant à la corrosion au contact avec l’eau de mer ;
  • pour le génie civil, la mise au point de solutions d’étanchéité pérennes en milieu salin et industrielles (approvisionnement, cadence, coût), le développement de concept de digues optimisées (mixtes béton/remblais) permettant une optimisation tant des coûts que de la sûreté et du circuit hydraulique, ainsi que la réalisation de prises d’eau en mer adaptées au projet et intégrées au site ;
  • pour la solution usine préfabriquée adossée à la falaise : le développement d’un concept modulaire et facilement rééditable, adapté à la réalisation en série avec une diminution des délais de réalisation et la possibilité de tester les installations dans le chantier naval de construction.

Le tableau ci-dessous synthétise les caractéristiques techniques des deux projets :

Site de Petit Canal (Guadeloupe)
Site de Matouta (La Réunion)
Localisation
Petit Canal (Grande Terre)
Saint Joseph (Micro région Sud)
Géologie
Calcaire récifal a faible résistance mécanique
Coulées basaltiques et intercoulées de scories
Puissance
50 MW
50 MW
Dynamique
15 MW de réserve mobilisée en 10 sec
15 MW de réserve mobilisée en 10 sec
Hauteur de chute
60 mètres
150 mètres
Temps de fonctionnement
18 heures
15 heures
Volume bassin
6,4 hm3
2,4 hm3
Emprise Bassin
60 ha
20 ha
Ouvrages pour l’usine
Puits (ou caisson) avec Turbines/Pompes ou machines séparées ou Pumps as Turbines
Caverne avec Turbines/Pompes

Pouvez-vous nous présenter le modèle économique retenu pour ce type de projet ?

La STEP marine a fait l’objet de discussions avec la CRE afin d’en déterminer la valorisation économique au travers du transfert d’énergie, de la contribution aux services système et des investissements en moyens de pointes évités. Si la CRE reconnaissait la valeur économique de ce projet pour la Contribution du service public de l’électricité (CSPE), les textes actuels ne lui permettaient pas d’intégrer sa rémunération dans les charges compensées par la CSPE. En effet, au regard de l’article L. 121-7 du code de l’énergie, ce type d’ouvrage n’entre pas dans les charges susceptibles d’être exposées. Il s’agissait d’un obstacle majeur que seule une évolution législative permettait de surmonter. Un amendement au code de l’énergie (N° 221 CSPE ZNI) vient d’être adopté le 7 décembre 2012 ; les coûts des ouvrages de stockage de l'électricité gérés par le Gestionnaire du Système dans les ZNI pourront ainsi être compensés dans la limite des surcoûts de production évités.

La déduction des recettes CRE estimées en première approximation sur la base du 11 % de l’article L. 121-7du code de l’Energie et des fonds propres du montant des investissements conduit à un besoin de financement qui pourrait être apporté par l’ADEME au travers des Investissements d’avenir, des collectivités territoriales et des abondements FEDER.

La valorisation économique peut être décomposée en 3 familles :

  • les reports d’énergie permettent le lissage de la courbe de charge, transférant de l’énergie des heures creuses aux heures de pointe et absorbant la variabilité du photovoltaïque. La STEP participe aussi à la fourniture de réserve de puissance et permet aux autres groupes de fournir plus de puissance active si c’est nécessaire ;
  • ce report d’énergie permettra, entre autres, d’éviter des démarrages et des arrêts des TAC et des groupes diesel ;
  • les investissements évités en d’autres moyens de production de pointe, telles que les TAC.

Par ailleurs, la progression des énergies renouvelables intermittentes accentue les difficultés de gestion de la réserve. Cette augmentation de la puissance renouvelable intermittente installée va, implicitement, accroitre les besoins en réserve qui assurent la stabilité du réseau électrique.

Actuellement l’archipel de La Guadeloupe n’a pas de système de stockage hydraulique et manque donc de flexibilité. C’est dans ce contexte que le projet de construction d’une STEP marine est envisagé.


Pierre Brun
19 décembre 2012


D’abord ingénieur de recherche pour le ministère de l’Industrie puis pour l’Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs, Pierre Brun a ensuite exercé la fonction d’ingénieur génie civil à la Compagnie nationale du Rhône. Il entre chez EDF en 1994 en tant qu’ingénieur au Centre national d’équipement hydraulique. En 1997, il prend ses fonctions de responsable Afrique, Moyen-Orient, Amérique latine au Centre d’ingénierie hydraulique d’EDF devenant par la suite chef de projet senior. Il est aujourd’hui chef de projet Stratégie et Développement à la Direction des Systèmes Énergétiques Insulaires. Pierre Brun est diplômé de l’Ecole nationale supérieure des Mines de Paris.