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02 mai 2018

Le stockage de l'électricité par batteries dans les systèmes électriques

Publié par Marion Perrin & Nicolas Martin | Le stockage de l'Energie

 

Le stockage de l’électricité : la flexibilité ultime au service des systèmes électriques


Marion Perrin

 Service systèmes électriques et stockage

 Equipes du CEA-LITEN à l'INES

 

Nicolas Martin

Service systèmes électriques et stockage

Equipes du CEA-LITEN à l'INES

 

 

Le stockage de l’électricité : la flexibilité ultime au service des systèmes électriques

Le réseau électrique est en pleine mutation : en parallèle du déploiement des énergies renouvelables (EnR), les évolutions des habitudes de consommations comme l'apparition du véhicule électrique sont également fortes et notre système électrique doit les intégrer dans les meilleures conditions de coût, de qualité et de sécurité de l'approvisionnement. 

La transition énergétique est en fait une « transition de puissance » qui appelle à la mise à disposition et l'activation massive de flexibilités pour garantir à chaque instant l'équilibre offre/demande au meilleur coût. 

Le stockage de l'électricité représente la solution la plus versatile de flexibilité dans la mesure où il peut être sollicité à la hausse (décharge) comme à la baisse (charge). Toutefois, l'intégration d'un stockage représente un coût économique (investissement ; coûts d'opération en lien avec le rendement) et environnemental qui doit être mis en regard des autres solutions de flexibilité telles que la modulation de la production conventionnelle ou de la demande (incluant la recharge de VE) mais aussi avec les autres moyens de stockage (mécanique, thermique…) ou encore l'import-export.

 

 

Des services au réseau multiples

Les cahiers des charges des applications pour le stockage stationnaire d'électricité sont multiples. La durée de sollicitation peut être de quelques millisecondes à plusieurs heures voire plusieurs semaines et la puissance à mettre en œuvre couvrir quelques kilowatts à un ordre de grandeur du gigawatt. 

Le cahier des charges se traduit non seulement par un besoin de décalage temporel de l'énergie mais il est aussi très fortement influencé par un besoin de capacité de puissance disponible à certaines périodes, par un besoin de répartition spatiale de l'énergie ou bien par un besoin d'équilibre offre-demande de l'énergie à très court-terme (<<1h) (voir Tableau 1).

Au-delà de l'identification des services un à un, il est aussi important de considérer les synergies entre les services. 

Par exemple, la fourniture de capacité seule n'a pas d'intérêt technico-économique pour le stockage. En revanche, la synergie entre un service de type réglage de fréquence et un service de capacité peut s'avérer intéressante.

 

Une domination des batteries lithium-ion dans les nouvelles applications

Le marché du stockage par batterie est encore largement dominé par les batteries au plomb. Ces batteries sont incontestées dans les marchés du démarrage de véhicules thermiques et dans celui de l'alimentation sans interruption. Toutefois, pour les nouvelles applications stationnaires cette figure évolue. 

En 2016, 571 MW de batteries stationnaires de 1MW et plus ont été installés dans le monde, dont une très large proportion (86%) est basée sur la technologie lithium-ion. La domination de cette technologie est liée à plusieurs facteurs, à la fois techniques et économiques. 

D'une part les batteries lithium-ion présentent des capacités techniques extrêmement avantageuses en termes d'efficacité, de durée de vie et de densité énergétique par rapport à d'autres batteries telles les batteries au plomb ou au nickel. 

D'autre part, elles ont vu leur marché augmenter de façon exponentielle, pour des applications aussi diverses que les équipements électroniques portables ou les véhicules électriques, ce qui, grâce à des effets d'économie d'échelle, a fait fortement diminuer leur coût.

Structure de coût d'un système de stockage stationnaire par batterie

Le principal frein au déploiement du stockage reste toutefois le coût des batteries, en matière d'investissement tout comme en coût de possession.

Ce coût s'entend au niveau global « système de stockage ». Le coût d'investissements se décomposent tel qu'indiqué dans la figure 2 ci-après (pour des systèmes de taille supérieure à 1MW/1MWh) :

Il résulte de ces coûts d'investissement (650€/kWh), couplés à la longévité actuelle des batteries de l'ordre de 5000 cycles et 12 ans de vie calendaire, un surcoût final de l'énergie transitée par la batterie (LCOS) de l'ordre de 150€/MWh actuellement. 

On comprend donc pourquoi les autres moyens de flexibilité prennent le dessus pour équilibrer le réseau même dans des scenarios à moyen-long terme. Si l'on atteint un LCOS[1] de l'ordre de 30€/MWh, il est probable que le stockage devienne une des sources principales de flexibilité et que le marché associé soit beaucoup plus important, notamment dans le cas de grands systèmes électriques.

A ce niveau de prix, les caractéristiques du stockage comme source de flexibilité seront à la fois sur du report d'énergie infra-journalier (1 à 2 cycles/jour pour une durée de 2-6h) et sur de la fourniture de services système.

 

Quels axes de R&D pour le stockage dans les réseaux ?

La tendance actuelle de la R&D pour les batteries dans les réseaux est principalement dictée par 3 axes, eux-mêmes étroitement liés les uns aux autres :

  • Identifier les services que le stockage doit/peut fournir au système électrique

La flexibilité requise dans les systèmes électriques est croissante mais le rôle que le stockage va jouer par rapport aux technologies concurrentes (modulation de consommation, modulation de production…) reste encore peu évident. Or, l'identification du profil d'usage est un facteur clef pour adapter la technologie au besoin et permettre de réduire les coûts.

  • Réduire le coût du LCOS

L'enjeu principal réside dans la réduction du coût du kWh transité dans la batterie. Cette optimisation repose actuellement à la fois sur la réduction des CAPEX et OPEX du système mais aussi sur une optimisation des services rendus.

  • Optimiser la gestion du stockage dans les applications réseau et maximiser les revenus

L'enjeu est de pouvoir maximiser les services que le stockage va fournir en terme de répartition spatiale, temporelle et au profit des différents acteurs des systèmes électriques. Pour ce faire, les algorithmes de gestion d'énergie joueront un rôle important et devront prendre en compte à la fois les contraintes applicatives et l'influence de cet applicatif sur le LCOS


Quels services à court, moyen et long terme ?

1) Equilibre offre-demande et services système dans les « grands » systèmes électriques

En Europe, les conditions actuelles et à moyen terme (37% ENR en énergie en Europe) ne nécessitent pas la mise en place de moyen de stockage pour intégrer les ENR.

A long terme, de nombreuses incertitudes persistent notamment parce que le stockage est en concurrence avec les autres moyens de flexibilité. Avec les coûts actuels du stockage, même pour des scénarii à 80% d'ENR, le besoin en stockage requis est très réduit à condition que les autres sources de flexibilités soient exploitées.

Dans le cas où l'énergie photovoltaïque aurait un taux de pénétration important (de l'ordre de 30% en énergie) et/ou que la flexibilité conventionnelle ne soit pas ou peu exploitée, le besoin en stockage apparaîtrait rapidement (dès le scénario à 37% ENR en Europe) pour des besoins infra-journaliers. La quantification du besoin reste cependant encore incertaine en volume.

En revanche, les exigences en matière de services système devraient croître et les systèmes de stockage peuvent fortement y contribuer. Il s'agit d'ores et déjà du principal marché pour le stockage stationnaire mais le marché potentiel reste limité (3GW en Europe).

Au regard de ce segment de marché pour les applications stationnaires, il apparait judicieux de proposer des technologies à assez forte cyclabilité (1-2 cycles/jour) et moyenne puissance en lien avec le besoin de services système court/moyen-terme. Le besoin long terme de stockage de type report d'énergie est aujourd'hui peu lisible alors que le besoin de flexibilité infra-journalière apparaît évident.

2) Equilibre offre-demande et services système dans les systèmes électriques dit insulaires

Dans les petits systèmes électriques (<1GW), la pénétration ENR est importante, ainsi que l'aléa (peu de foisonnement). Ceci associé à des caractéristiques particulières du système électrique (très faible inertie du système) conduit à un besoin de stockage dès lors que le taux de pénétration ENR atteint 20 à 30% en puissance instantanée. Cette limite est le fruit de contraintes techniques sur la tenue en fréquence du réseau soumis à de la variabilité très court terme de la production ENR.

Au vu des coûts de production conventionnelle dans les petits systèmes électriques, du coût de production d'origine PV et du coût actuel/court terme du stockage, les calculs montrent que le potentiel de réduction du LCOE est important si on augmente encore notablement la part ENR au-delà de 30% en puissance. Or, dès lors que l'on souhaite encore augmenter la part ENR dans ce type de système, de nouveaux besoins en stockage apparaissent. Ils sont relatifs au suivi de charge et au report d'énergie infra-journalier.

A court-moyen terme (0 – 10 ans), on peut donc escompter que la typologie de stockage nécessaire verra sa taille augmenter pour fournir à la fois de la réserve de fréquence et du report infra-journalier/suivi de charge. Dans ce cas, le stockage est de l'ordre de 1 à quelques heures pour un profil applicatif de l'ordre de 1 à 2 cycles/jours. Cet ajout devra être dimensionné de manière à minimiser le LCOE du site via un dimensionnement optimal entre ENR, stockage et production conventionnelle.

Au regard de ce segment de marché pour les applications stationnaires, il apparait judicieux de proposer des technologies à forte cyclabilité, longue durée de vie et forte puissance. En revanche, il est probable que le profil applicatif à moyen et long terme soit davantage orienté vers une technologie typée énergie plus proche de celle des VE.

3) Services au réseau

Dans les différents systèmes électriques, il est nécessaire de prévoir une infrastructure réseau de manière à faciliter la répartition spatiale de l'énergie. 

Avec l'intégration d'ENR décentralisée, on peut facilement imaginer que ce type d'infrastructure soit remis en cause au profit de stockage décentralisé. Au vu des coûts actuels du stockage à court et moyen terme, il n'est pas envisageable que le stockage remplace de manière massive les infrastructures du réseau électrique dont le coût du service de répartition spatiale est bien en deçà de celui du stockage (au moins un facteur 10). 

En revanche, il existe un certain nombre de situations où le coût de renforcement des infrastructures peut s'avérer extrêmement onéreux à la fois vis-à-vis de contraintes techniques, environnementales et d'acceptation sociale. Dans ces cas, il est très probable que le stockage sera mis en place dans une version multi-services.

A long terme et si les coûts du stockage subissent une chute massive de prix (au moins un ordre de grandeur), on pourrait imaginer des topologies de réseau électrique en rupture et un marché du stockage en volume de l'ordre de grandeur de celui de la production d'énergie.

4) Le stockage « derrière le compteur »

L'autoconsommation de l'énergie solaire à proximité immédiate à l'échelle du bâtiment ou du micro-réseau est aujourd'hui présentée comme le marché le plus important pour le stockage stationnaire à moyen terme. Cette application est d'autant plus intéressante que le prix d'achat de l'énergie au niveau de l'utilisateur final est importante en comparaison au coût de production local de l'énergie solaire.

Il est important de noter que cette application a vocation à améliorer l'autoconsommation mais n'apporte pas nécessairement une solution à l'amélioration de l'intégration système et réseau de l'énergie solaire. Or, la structure de coût (hors taxes) de l'électricité au niveau de l'utilisateur final est composée à environ 50% d'un coût provenant de la gestion du réseau (infrastructure et équilibre offre-demande).

Il résulte de ce point une incertitude sur la viabilité technico-économique de cette application à long terme. Celle-ci devra être mise en regard d'autres facteurs influants non-technologique (modèle d'affaire simple, volonté politique…).

Ce segment nécessite un stockage pour du report infra-journalier avec un stockage de 1-4h, un régime de l'ordre de C/2 et un cyclage de 0.5 à 1 cycle par jour. Une application plus proche du cahier des charges des batteries des VE.

 

Comment réduire le LCOS à 30€/MWh ?

1) Réduire les coûts d'investissement au niveau batterie

Il est nécessaire de travailler sur les matériaux et procédés de fabrication pour réduire les coûts cellule de 150€/kWh à moins de 100€/kWh à horizon 2030.

Une piste primordiale est celle de l'utilisation de batteries en seconde vie stationnaire après un usage en véhicules électriques. A cette fin, il est nécessaire de développer des solutions de diagnostic précis de l'état de santé des batteries, couplées à des modèles qui permettent de projeter la valeur les éléments reconditionnés dans leur application de seconde vie, tout comme une écoconception des packs de première vie qui permette un reconditionnement facile.

2) Maîtriser des coûts de mise en système batterie hors conversion :

Actuellement les étages de gestion électronique (BMS), de mise en sécurité, de climatisation pour garantir la durée de vie et autres packaging induisent un coût de l'ordre de 100 à 200€/kWh.

Ce coût doit être diminué en particulier par la standardisation des étages BMS et master BMS (Battery management system) mais aussi par le développement de technologies vieillissant moins à des températures d'opération élevées ce qui diminuera les besoins en gestion thermique.

Le second axe de travail pour réduire les coûts de mise en système proche cellule réside dans le développement de technologies Li-ion intrinsèquement sûres. En effet, le caractère inflammable de l'électrolyte actuel induit un risque de feu dans des situations où un élément unitaire est mis en surcharge. D'où le besoin de contrôler la tension unitaire de chaque élément ainsi que de maitriser la température des batteries à tout instant. 

Des batteries à électrolyte non inflammable comme les solutions tout solide sont en développement en particulier chez les plus gros constructeurs automobiles.

3) Réduire les coûts d'investissement au niveau intégration système

Il s'agit de passer de 150€/kW à 50€/kW les coûts de mise en système AC.

A cette fin, le principal levier se situe au niveau de l'électronique de puissance. En effet les convertisseurs bidirectionnels batterie sont coûteux et non optimisés. Outre une progression sur les performances et coûts de tels convertisseurs, une mutualisation des fonctions d'électronique de puissance avec les systèmes de production renouvelable (photovoltaïque en particulier) ou avec d'autres organes d'électronique de puissance de l'infrastructure réseau est à envisager.

4) Réduire les coûts d'opération et maintenance : maximiser le rendement d'opération des systèmes de stockage

Le rendement sur cycle de la technologie Li-ion est d'environ 95%. Le rendement de conversion est de l'ordre de 98% pour les meilleurs convertisseurs au point de fonctionnement optimal. Sans prise en compte des auxiliaires du système, il en résulte un rendement sur cycle d'au maximum 91%.

En pratique, les systèmes de stockage de petite dimension (<500kWh) ont des pertes de l'ordre de 25% alors que les systèmes à l'échelle du MW peuvent limiter les pertes à 15-20%. Ces pertes sont principalement issues du système de conversion et des auxiliaires du système (notamment le conditionnement thermique).

Afin d'améliorer le rendement, il est nécessaire d'optimiser l'architecture thermique des systèmes de stockage ainsi que les systèmes de conversion pour le stockage au regard de leur profil applicatif.

5) Maximiser la durée de vie des batteries

L'ordre de grandeur des calculs économiques dans les investissements réseau est d'au moins 20 ans. A ce titre, il est pertinent de proposer des systèmes dont la durée de vie applicative est cohérente avec cette durée.

Les systèmes de stockage ont la particularité d'avoir un LCOS très fortement impacté par l'usage qui est fait de la batterie. Lorsque la batterie est très sollicitée en puissance, le vieillissement accélère pour cause de régimes de courant mis en jeux « trop » élevés. Inversement, lorsque la batterie est peu sollicitée, le vieillissement calendaire engendre une augmentation du LCOS dû au fait que le nombre de cycles effectif de la batterie sur sa durée de vie sera réduit. Un graphique illustratif du LCOS batterie en fonction du nombre de cycle journalier est présenté ci-dessous.

A court terme, l'objectif est d'augmenter la cyclabilité et réduire l'impact du régime de charge et décharge pour pouvoir adresser les services système dans les différents systèmes électrique au meilleur LCOS (taille batterie réduite et très fort cyclage). Le vieillissement calendaire ayant une part plus faible dans le vieillissement des systèmes.

Pour les applications à destination du client final (autoconsommation) et les profils applicatifs moyen-long terme sur les systèmes électriques insulaires et interconnectés, le nombre de cycles journaliers est de l'ordre de 1 cycle par jour. Il conviendrait donc de privilégier l'amélioration du vieillissement calendaire.

Il est important de comprendre que, pour les applications de stockage pour la gestion des réseaux, le profil applicatif sera très étroitement lié à la performance du système de stockage lui-même (durée de vie en cyclage et calendaire).

Par exemple, si la performance en cyclage évolue drastiquement par rapport à la durée de vie calendaire, la compétitivité du stockage sera d'autant plus forte sur l'axe des services système. En revanche, si le vieillissement calendaire est maîtrisé plus vite que les capacités en cyclage, les applications de report d'énergie infra-journalier seront préférées.

6) Optimiser les stratégies de gestion du stockage dans les réseaux et maximiser les revenus

Un levier important de l'optimisation de la rentabilité du stockage dans les systèmes électriques réside dans la possibilité de cumuler les sources de revenus liés au stockage et donc de cumuler les usages. 

Au même titre, si l'on parvient à cumuler les services, on augmente le cyclage du système de stockage et on devrait donc très probablement baisser le LCOS. A ce titre, il est donc important de travailler sur les algorithmes de gestion du stockage stationnaire de manière à mieux exploiter les sources de revenu pour la rentabilité du stockage et à réduire du LCOS pour adapter le profil applicatif au domaine de performance optimal du stockage. En ce sens, les différentes techniques d'optimisation et d'intelligence artificielle joueront un rôle majeur.

7) Mieux connaître les usages par l'analyse de données

En lien étroit avec les différents axes mentionnés ci-dessus, il est nécessaire de disposer de banques de données détaillées et partagées au sein des acteurs afin de mieux connaître les véritables usages et performances du stockage dans les réseaux. Ceci permettra de réduire le temps des « courbes d'apprentissage » et de favoriser le déploiement de nouvelles technologies comme le stockage dans un domaine qui reste conservateur.

A ce titre, il est important de travailler sur « l'open data » ainsi que sur les méthodes avancées d'analyse de données.

 

[1] Levelized Cost of Storage : Ratio entre le coût du système (CAPEX et OPEX) rapporté au nombre de cycle effectués sur la durée de vie du système

 

Auteur

Marion Perrin & Nicolas Martin

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