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Dossiers	» Le stockage
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 ?
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
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.
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).
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.
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
Ni-Cd
Ni-Zn
Li-Po
LiFePo4
Li-air
Wh/kg
Durée de vie (cycles)
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.
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.
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)
Délais de réaction
Coûts des
(€/kW)
Durée de vie(nb de cycles)
1 à 10 GWh
2 GW
600 à 1 500
99 % des capacités de stockage d’électricité
Besoin de sites compatibles
10 MWh
10 GWh
200 MW
2nd génération et technologies adiabatiques en cours de développement
Hydrogène
10 kWh à 10 GWh
1 kW à 1 GW
3000 à 5 000
Flexibilité d’usage de l’hydrogène produit
Possibilité de valoriser la chaleur produite
Découplage de la puissance de l’énergie stockée
(électrochimiques et à circulation)
1 kWh à 10 MWh
0,01 à 10 MW
Forte réactivité
Les batteries à circulation nécessitent un maintien en température
Volants d’inertie
0,5 à 10 kWh
2 à 40 MW
3 000 à 10 000
> 10 000
Très forte réactivité
Faible capacité en énergie
condensateurs
3 kWh
Tension :
Stockage d’énergie
magnétique supraconductrice
0,3 à
30 kWh
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.
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).
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.
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).
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’objecti