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Peu de techniques déjà opérationnelles

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Peu de techniques déjà opérationnelles

1. Accumulateur2. Turbine3. Moteur générateur4. Compresseur5. Air6. CavernesAutre technologie mature, dite « CAES » (Compressed Air Energy Storage) : elle consiste à stocker de l’air comprimé dans des cavernes souterraines adaptées. Quelques installations ont été expérimentées en Allemagne et aux États-Unis. Leur fiabilité a été prouvée sur la durée, mais leur rendement stagne entre 45 et 55 %. (Doc. C. Beurtey/CEA.)

Pour l’heure, seules trois technologies sont suffisamment matures pour stocker l’électricité : l’hydraulique, l’air comprimé et certains accumulateurs électrochimiques. Revue de détails.

Le stockage de l’électricité est pratiqué depuis des décennies, à grande échelle, avec des retenues d’eau géantes, communément appelées « Step » (Station de transfert d'énergie par pompage). À petite échelle, ce sont généralement de simples batteries au plomb, qui sont employées, afin de répondre aux besoins d’autonomie d’installations photovoltaïques isolées, à l’instar des chalets de haute montagne.

Cependant, avec le développement des énergies renouvelables (éolienne et solaire), la production d’électricité devient de plus en plus intermittente et imprévisible, en particulier sur les îles comme la Corse, ou les DOM-TOM, qui ont la contrainte d’un réseau électrique isolé et de puissance réduite. Les régions « en bout de réseau » comme la Bretagne ou la région Paca, peuvent aussi redouter de graves effondrements de leur réseau. Avec les DOM, elles sont pionnières pour mettre en place des « réseaux intelligents » (Smart Grids), afin d’optimiser de manière couplée la gestion de la production et de la consommation, en incluant un levier important, le stockage et déstockage de masse de l’électricité. Le stockage sert d’appoint lors des pointes de consommation et peut aussi servir à stabiliser la fréquence. Pour le consommateur final, le stockage renforce son autonomie et lui permet de souscrire un abonnement moins coûteux auprès de son fournisseur.

Stockage de forte capacité

Les installations de stockage de forte capacité sont assurées presque exclusivement par l’hydraulique, par énergie potentielle. La Step est la technologie la plus mature et la moins coûteuse. Elle fonctionne à partir de deux retenues d’eau existantes sur le principe du pompage vers le bassin haut en cas de production excédentaire, et du turbinage pour répondre aux pointes de consommation.
En France, six principales Step sont en activité, dont la principale est le barrage de Grand’Maison en Isère, d’une puissance en turbine de 1 790 MW. Elles ont été mises en service au cours des décennies 70 et 80, en association avec la production nucléaire et sont exploitées par EDF, pour une puissance installée cumulée d’environ 5 GW. Plusieurs autres pays européens exploitent d’importantes Step dont le Portugal, l’Espagne et l’Allemagne et certains, à l’instar de la Norvège, ont un gros potentiel de développement qui pourrait être exploité dans le cadre du marché européen de l’énergie.
Différents projets ambitieux de Step artificielles sont à l’étude, dont les plus médiatiques sont des îles artificielles destinées à stocker l’énergie produite par les fermes d’éoliennes marines. La Belgique envisage, ainsi, de construire une île artificielle en forme d’anneau de diamètre de 2,5 km qui lui permettrait de stocker l’énergie produite par ses champs d’éoliennes de mer du Nord. Le puits central aurait 30 m de profondeur et pourrait être vidé par pompage, sur le principe d’une Step à l’envers. La construction d’une île artificielle est aussi étudiée par le Danemark avec un réservoir de 3,3 km 2 . La production estimée de 2,75 GWh d’électricité pourrait répondre à la consommation de Copenhague pendant une journée. Dans les DOM, le relief montagneux permet d’installer des Step de petite puissance. À la suite de l’appel d’offres de la CRE (Comission de régulation de l’énergie), Aérowatt a été retenu pour Enerstock, un projet de stockage d’une production mixte existante éolienne/solaire située sur l’île de La Réunion. La solution retenue combine une Step qui serait réalisée par Mecamidi avec deux bassins artificiels et des batteries Li-ion fournies par Saft, d’une capacité de 6 à 8 MWh.

Il y a batterie et batterie...

Les batteries électrochimiques font partie des technologies matures. Elles couvrent une large gamme de puissances et de dimensions allant des batteries nomades pour téléphone portable aux grandes installations stationnaires de plusieurs mégawatts. Les accumulateurs utilisés pour stocker l’électricité d’origine renouvelable sont de type plomb acide, sodium soufre, lithium-ion et plus rarement nickel-hydrure métallique. La batterie au plomb est une ancienne technique, très pratiquée pour les véhicules à essence, mais au rendement moyen (de l’ordre de 80 à 85 %) et à faible durée de vie, avec une cyclabilité d’environ 2 000. La moitié des installations photovoltaïques avec stockage en habitat individuel a néanmoins recours à la batterie au plomb, qui est peu coûteuse. Mise en service en 2009, la centrale hybride thermique et photovoltaïque de Kaw en Guyane, a aussi recours à un tel stockage. Quelque 576 batteries au plomb (2 V, 1 090 Ah) offrent une puissance totale de 1 250 kWh, soit une autonomie de deux jours et demi, comparée au champ solaire installé de 800 m 2 (100 kWc).
L’accumulateur sodium-soufre (NaS) est préféré pour du stockage lourd allant jusqu’à plusieurs mégawatts. Le Japon est leader de cette technologie. Ainsi, NGK Insulators a fourni en 2009 une batterie de 15 m de long, avec une puissance de 1 MW, pour une installation de stockage d’EDF SEI (Systèmes énergétiques insulaires) située à Saint-André sur l’île de La Réunion. Elle sert à lisser la production d’énergie renouvelable, ainsi qu’à réguler la fréquence, avec un rendement annoncé de 75 %. Mais avec une température de fonctionnement à 300 °C, la technologie NaS demeure difficile à mettre en œuvre. Le sodium brûle à l’air ce qui pose problème. En septembre 2011, une batterie NaS de NGK installée à Tsukuba a d’ailleurs pris feu, entraînant un arrêt temporaire des batteries en service, le temps pour NGK de faire modifier l’ensemble des installations par ajout de fusibles et de protections entre les modules de batteries. Néanmoins, en terme de puissance installée, le NaS arrive en troisième position dans le monde avec 320 MW, après l’air comprimé (440 MW) et les Step qui sont loin devant avec 127 GW. Les autres familles de batteries représentent moins de 150 MW.

Une durée de vie deux fois plus longue

Mais les choses pourraient changer à terme. Un très bon rendement entre 80 à 90 % et une meilleure durée de vie sont les atouts des accumulateurs Li-ion, qui sont plus coûteux à l’achat. Il existe une large variété de technologies Li-ion, qui diffèrent par leurs électrodes positives et négatives et par les séparateurs. Ainsi, pour les téléphones et les ordinateurs portables, les batteries ont une électrode positive en cobalt et sont fabriquées majoritairement en Chine ou en Corée du Sud. Leur durée de vie est de trois à cinq ans.
Sur le marché en développement du Bâtiment et du Smart Grid, plusieurs constructeurs se positionnent avec des technologies plus robustes dont le français Saft, mais aussi Nec ou Toshiba, qui est partenaire du projet « Hikari », un bâtiment intelligent situé à Lyon Confluence. Depuis plus de quinze ans, Saft fabrique ses accumulateurs en utilisant un alliage de base dit « NCA » (Nickel cobalt alu), qui s’avère plus durable tant en terme de durabilité calendaire (vingt ans minimum de durée de vie d’après le fabricant), qu’en terme de cyclabilité (3 000 à 5 000 cycles complets sur ce type d’application). « En parallèle, nous utilisons d’autres couples à base de phosphate de fer, et de manière exploratrice le manganèse. Les différences se mesurent sur l’énergie massique, la durabilité, le coût, la durée de vie... », précise Michael Lippert, directeur marketing stockage chez Saft.
Dans le résidentiel, certaines installations de panneaux photovoltaïques sont aussi couplées à un stockage par batteries. Le marché est tenu pour moitié par les batteries au plomb et pour moitié par celles au Li-ion, dont la durée de vie est plus longue pour un investissement plus conséquent. Saft met en avant pour ces modèles un rendement effectif de 97 %. La société est en train de franchir l’étape de la commercialisation - notamment en Allemagne avec des accords passés avec différents partenaires dont Voltwerk Electronics (Bosch) et Schüco - d’un système photovoltaïque avec deux options de stockage en 4 et 8 kWh. Ces partenaires intègrent un gestionnaire d’énergie qui détermine si l’électricité doit être stockée, consommée ou revendue au réseau.
En France, plusieurs projets de Smart Grids accélèrent la mise en œuvre de stockage couplé à des installations photovoltaïques individuelles. Le projet pilote Millener (Mille installations de gestion énergétique dans les îles françaises) lancé par EDF et subventionné par l’Ademe, compte plusieurs centaines de maisons sur la Corse, l’île de La Réunion et la Guadeloupe qui seront équipées de batteries Li-ion d’une capacité de 6 kWh par installation, produites par Saft.
Autre exemple « Nice Grid », un réseau intelligent de distribution sur le quartier du Carros (06) piloté par ERDF, avec 1 500 utilisateurs finaux. Le stockage fourni par Saft est prévu à trois niveaux, au poste source, au point de connexion au réseau de transmission avec une batterie de 1 MW, sur les différents bras du réseau de distribution (avec des batteries d’environ 100 kW) et en résidentiel, avec des batteries de 5 kW couplées aux panneaux solaires.

N°324

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