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Les multiples défis du stockage électrique

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Les multiples défis du stockage électrique

Réservoir de stockage d’hydrogène sous forme d’hydrures métalliques de conception Liten. (P.Avavian/CEA.)

Le stockage en masse et à moindre coût de l’électricité doit relever plusieurs défis à la fois techniques, mais aussi organisationnels.

Depuis l’arrêté du 23 avril 2008, les fermes éoliennes et les installations photovoltaïques peuvent être déconnectées du réseau public de distribution d’électricité à la demande du gestionnaire de ce réseau, lorsque la somme des puissances actives injectées par ces installations à caractère aléatoire atteint 30 % de la puissance active totale transitant sur le réseau.

Le stockage d’électricité permettrait, à terme, de s’affranchir de cette limite, à condition de mettre au point une technologie stationnaire qui soit modulable, dense, peu coûteuse et mobilisable rapidement.
De multiples voies sont explorées. Certains accumulateurs électro-chimiques sont matures, mais des progrès sont encore attendus, tant en prix de revient, en durée de vie (cyclabilité), qu’en sécurité. D’autres technologies sont opérationnelles et propres - à l’instar de l’hydrogène, du volant inertiel ou de la haute température - mais elles relèvent davantage du prototype, que de la série. La performance énergétique du volume de stockage n’est pas le seul défi à résoudre.
Pour se diffuser, le stockage d’une production d’électricité « verte » doit être valorisé financièrement et s’inscrire dans un cadre juridique. Comment inciter le propriétaire ou gestionnaire d’une installation décentralisée de production d’électricité renouvelable à stocker et à consommer sa propre production ? Et ajoute Didier Laffaille, chef du département technique de la Comission de régulation de l’énergie (CRE) : « Se pose alors la question de déterminer où doit être le stockage électrique dans une chaîne de valeur qui a été segmentée par l’Europe, au niveau du transport, de la distribution ou des utilisateurs... ».

Un large panel de technologies

La recherche en stockage stationnaire de l’électricité est diverse et féconde, comme en témoigne le brevet déposé par les chercheurs des universités de Cordoue et de Malaga sur une batterie Li-ion transparente qui serait adaptée aux vitrages photovoltaïques.
Plusieurs programmes ambitieux alliant volonté publique et partenariat privé ont été lancés, afin de valider sur le terrain les technologies de stockage et de dépasser le stade du prototype. Ainsi, les appels d’offres éoliens et solaires de la CRE sur les DOM contiennent tous un stockage associé. À l’échelle d’un lampadaire ou d’un bâtiment, le stockage est systématiquement assuré par des batteries. Parmi les batteries, le couple Li-ion est le favori, exemple Saft (projet Millener et Nice Grid) et Toshiba (projet Hikari de Lyon Confluence). Mais toutes les voies sont explorées, l’hydrogène (projet Myrte en Corse), la batterie sodium-soufre (avec EDF sur l’île de La Réunion), le Volant d’inertie (voir schéma) développé pour IssyGrid par la start-up locale Sevil, l’hydraulique gravitaire sur le principe de la Step (Station de transfert d’énergie par pompage) terrestre ou marine, ou encore la batterie NiMH à haute température développée par le laboratoire Ines du CEA pour le projet Reflexe (Réponse de flexibilité électrique). Plus futuriste, le projet Sether labellisé par le pôle Tenerrdis à Grenoble (38) vise la rupture technologique avec la mise au point d’une solution de stockage électrique de type thermique de grande capacité (100 à 1 000 MW). Brevetée par Saipem (groupe italien ENI), l’installation de stockage comprend deux enceintes pressurisées et repose sur un cycle thermodynamique durant lequel de l’énergie électrique est emmagasinée sous forme de chaleur dans des matériaux réfractaires portés à haute température. La clé du rendement qui pourrait dépasser 70 %, réside dans l’utilisation d’une pompe à chaleur pour stocker l’électricité sous forme de chaleur.

De la commande contrôle au superviseur d’énergie

Le bon fonctionnement d’un accumulateur est contrôlé par un système de commande, qui gère les interfaces type Scada et HMI, les cycles de charge et décharge. Le contrôleur doit éviter la surcharge, afin de prévenir tout risque d’incendie qui est réel sur certaines batteries, sodium-soufre mais aussi Li-ion, comme celles du Boeing 787. « Le Li-ion est, en effet, une technologie de pointe qui demande une compétence système très développée. Pour répondre à des besoins sur mesure, il faut être présent dès l’établissement du cahier des charges », assure Michael Lippert, responsable marketing du stockage d’énergie chez Saft. Le système de commande des accumulateurs est géré par le superviseur d’énergie du bâtiment ou du Smart Grid. Ainsi, sur le nouveau bâtiment tertiaire « intelligent » du siège du Sdem Morbihan, Schneider Electric est chargé de développer le superviseur d’énergie. Ce PMS (Power Management System) commande la production d’électricité d’origine renouvelable (éolien et solaire) et le stockage Li-ion fourni par Saft. L’idée est de lisser les pointes de consommation du bâtiment, en particulier le matin et le soir. Pour cela le PMS doit pouvoir passer le bâtiment en mode de consommation réduit, en pilotant la baisse des consignes. Différents niveaux de réduction sont prévus, jusqu’à pouvoir isoler complètement le bâtiment du réseau, si la production du bâtiment (éolien solaire stockage) le permet. « Il a été prévu deux phases. La GTB du bâtiment avec ses automatismes est mise en place par Axima, ensuite nous venons intégrer notre PMS qui supervise la gestion d’électricité. Les deux systèmes cohabitent et communiquent », détaille Jean-Jacques Daniel, chef de projets des offres Energy Management Services, Schneider Electric. Sur ce projet très innovant du Sdem, le fabricant doit développer l’automate industriel pour gérer la charge et la décharge de la batterie et intégrer leur nouvelle interface modulaire Smart Link qui centralise les données collectées par les appareils modulaires (OF/SD, auxiliaires de contacteurs et de télérupteurs, compteurs d’énergie). Ils doivent aussi assurer la synchronisation avec le réseau EDF, intégrer le système de mesure des consommations, et prévoir un stockage dans les batteries des véhicules électriques, même si leur utilisation n’a pas encore été décidée. « En tout nous devons établir quatorze connexions à notre PMS, dans une demi-douzaine de modes différents (LAN Works, CANopen, Modbus...), complète Jean-Jacques Daniel. En septembre, lors de la livraison du bâtiment, une partie de la supervision sera fonctionnelle, mais deux années supplémentaires sont prévues pour finaliser la programmation. »

N°324

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