Le point sur le stockage de l'électricité
Le stockage de l’électricité à très grande échelle : techniquement possible, sans modèle économique viable en vue…
L’idée selon laquelle la question du stockage de l’électricité serait résolue ou sur le point de l’être s’est semble-t-il répandue. À tort. Car si elle est exacte aux petites, moyennes et même relativement grandes échelles, avec des progrès dans ces domaines encore attendus (dans les batteries, surtout) elle ne l’est malheureusement plus aux très grandes échelles (stockage de masse) qui seraient indispensables pour stocker la consommation d’électricité d’au moins une journée hivernale très froide du pays, capable de se substituer à l’absence d’électricité intermittente. Il faudrait en effet pour cela stocker environ 1 800 GWh/jour. Soit... 18 fois la capacité de stockage totale des STEP (*) françaises actuelles, pourtant capables de fournir 5 GW en puissance et de stocker 100 GWh et qui constituent actuellement le moyen de stockage à échelle industrielle le plus performant dont on dispose. Ce qui montre l’ampleur du défi à relever... Que faire pour aller plus loin ? Les STEP et le stockage sous forme d’air comprimé en très grandes cavités souterraines sont et resteront insuffisants. Pour une raison indépassable qui relève des lois de la physique : ces formes d’énergie ne sont pas assez concentrées par unité de volume. Seules les énergies chimiques, notamment celles des gaz de synthèse, hydrogène (produit par électrolyse pour éviter les émissions de CO2) et méthane (produit par méthanation de l’hydrogène) ont des densités énergétiques volumiques aptes à répondre aux besoins. Mais les très faibles rendements globaux de ces chaînes de conversion [électricité > gaz de synthèse > électricité] renchérissent l’électricité déstockée au point de rendre leurs modèles économiques non viables. Des progrès sont possibles, mais restent limités en rendement global du fait du nombre élevé de conversions énergétiques de ces chaînes. Et devraient être accompagnées de baisses de coûts d’investissement considérables, rendant la viabilité de ces solutions très incertaines à un horizon prévisible.
(*) : Stations de transfert d’énergie par pompage
Georges Sapy Débat public PPE (programmation pluriannuelle énergie)
L’addition (coût d’achat de l’électricité + coût d’amortissement des installations) sans compter les autres coûts, conduit actuellement à un kWh déstocké environ 6 fois (pour la voie hydrogène) à 10 fois (pour la voie méthanation) plus élevé que le prix moyen de marché de l’électricité*! Ceci rend actuellement impossible l’émergence d’un modèle économique viable pour ces filières.
* [« Power to gas to power » Solution or dead lock? By Georges Sapy – 3rd Science and Energy Seminar at Ecole de Physique des Houches, March 6th-11th 2016]
La viabilité des filières dont vous trouverez l'énumération ci-dessous, acquise sur un plan purement technique, reste encore très loin de l’être sur le plan économique. Ce qui ne permet pas d’envisager leur usage opérationnel à une échéance prévisible à ce jour.
Stocker de l’énergie n’a rien d’une nouveauté, et l’on stocke du pétrole et du gaz depuis des décennies. Mais ce besoin a pris ces dernières années une nouvelle dimension avec l’essor des énergies renouvelables (ENR), porté par la volonté de limiter le réchauffement climatique en réduisant les émissions de gaz à effet de serre.
L’éolien et le photovoltaïque – deux filières électriques dont les sources sont inépuisables – sont en effet des énergies dites « intermittentes » : elles dépendent des conditions météorologiques locales (un panneau photovoltaïque ne produit pas d’électricité sans soleil et les pales d’une éolienne ne tournent pas sans vent) et affichent donc une production variable.
Si le stockage stationnaire de l’électricité semble un moyen évident d’assurer l’équilibre de l’offre et de la demande sur le système électrique, il existe encore de nombreux obstacles techniques, réglementaires et économiques qui freinent son déploiement vis-à-vis d’autres solutions de flexibilité (interconnexions, maîtrise de la demande, production flexible).
Un effort important en recherche et développement est encore à fournir dans la plupart des familles technologiques pour parvenir à des solutions économiquement viables. Et des progrès sont par exemple à conduire concernant la simplification des mises en œuvre, la limitation des pertes (comme limiter l’autodécharge des batteries), l’augmentation de la durée de vie des systèmes en limitant leur vieillissement… À l’heure actuelle, les solutions de stockage restent encore coûteuses et réclament des investissements supplémentaires, pas toujours faciles à consentir dans un contexte de pétrole peu cher.
Peut-on stocker l'électricité ? La réponse est "oui, mais ... "
référons nous au site "connaissance des énergies":
Par voie directe ou indirecte, le stockage de l'électricité est actuellement limité et coûteux. Cette difficulté de stockage pénalise la gestion de l’équilibre entre demande et offre d'électricité sur les réseaux alors que ceux-ci intègrent une part croissante d'unités de production intermittentes. Elle contraint ainsi les réseaux à se dimensionner pour faire face aux pointes de demande et à parfois sous-employer leur appareil productif.
Stockage direct
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Par utilisation de matériaux supraconducteurs, il est possible sans déperdition d’énergie de stocker l’électricité. Cependant, ceux-ci requièrent des températures d’utilisation proches du zéro absolu (- 273,15°C) dont le maintien est techniquement aussi difficile que coûteux.
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Par utilisation de grands condensateurs qui ont toutefois des capacités de stockage limitées et dont les coûts ne permettant pas d’envisager leur exploitation à grande échelle.
Stockage indirect
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Par voie chimique, des batteries se chargent et se déchargent au gré des besoins. Cette voie fait l’objet de nombreuses recherches notamment dans les technologies lithium-ion.
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Par voie chimique, en craquant par exemple une molécule d’eau pour en récupérer l’hydrogène (électrolyse de l'eau) ensuite réinjecté dans les piles à combustible restituant une énergie électrique. Cette technique est qualifiée de « Power-to-Gas ».
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Par création d’un potentiel gravitationnel, il est par exemple possible de faire remonter de l’eau dans un barrage par exemple, grâce à des pompes actionnées électriquement qui peuvent ensuite relâcher l’eau au travers de turbines génératrices. Ces installations, dites « STEP » (Stations de Transfert d'Energie par Pompage), permettent de stocker d'importants volumes d'électricité.
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Par voie mécanique cinétique, un tambour sous vide peut être mis en rotation par un moteur électrique avec réversibilité.
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Par voie mécanique de compression, il est possible de faire monter la pression d’un gaz par des mécanismes fonctionnant à l’électricité, avec une possibilité de réversibilité.
Ce qu'en dit Georges Sapy dans "Sauvons le climat.org" :
L’expression «stockage d’électricité»est un raccourci de langage qui ne reflète que très imparfaitement la réalité.
Car l’électricité en tant que telle(c’est-à-dire la mise en œuvre d’électrons dans des conducteurs) ne peut se stocker qu’à très petite échelle dans des condensateurs, qualifiés de supercondensateurs pour ceux qui ont les capacités de stockage les plus élevées, mais restent dans tous les cas très modestes(quelques dizaines de kWh au plus).
Dans tous les autres cas, il faut transformer l’électricité en une autre forme d’énergie que l’on peut cette fois stocker de façon beaucoup plus importante,pour ensuite la retransformer en électricité lorsqu’on en a besoin. Or, toute transformation physique, chimique, électrochimique, etc.d’une forme d’énergie en une autre forme d’énergie s’accompagne toujours de pertes énergétiques, en général sous forme de chaleur. Ces transformations successives se traduisent donc toujours par un rendement inférieur à 1.
C’est un point crucial car «stocker»1 kWh d’électricité conduit à n’en récupérer qu’une partie, qui se situe actuellement entre près de 0,9 kWh dans le meilleur des cas et à peine 0,2 kWh(cf. plus loin) selon la nature des conversions énergétiques mises en œuvre.
Il est alors facile de comprendre que ce rendement de stockage/déstockage est un déterminant majeur du coût de l’électricité déstockée.Les autres déterminants étant essentiellement l’amortissement des investissements réalisés dans les installations de stockage/déstockage misesen œuvre et le taux d’utilisation(ou facteur de charge)de ces dernières.
Il est ainsi possible de déterminer les caractéristiques d’un système de stockage «idéal», qui devrait notamment cumuler:
*Un rendement élevé,
*Un faible coût d’investissement et d’usage,associés à une longue durée de vie des installations,
* Un faible impact sur l’environnement,de la construction au démantèlement, en passant par l’exploitation: absence d’émissions de GES et autres polluants, utilisation limitée de l’espace naturel, nuisances (sonores, visuelles, etc.) limitées pour le voisinage, non destruction des paysages, non concurrence avec d’autres activités économiques, etc.
* Pour le stockage de masse,en particulier inter-saisonnier,une densité énergétique suffisamment élevée du media de stockage pour limiter le volume requis,condition nécessaire d’un déploiement à grande échelle,
*Pour les applications mobiles et dans une moindre mesure domestiques, un faible poids et/ou un faible volume, donc également une forte densité énergétique massique et/ou volumique, mais à petite échelle.
Existe-t-il actuellement des technologies de stockage répondant simultanément à tous ces critères?
La réponse négative n’étonnera personne... Or, elle risque fort de le rester, car elle dépend des lois fondamentales de la science dont les limites ne peuvent être dépassées: la science ne peut pas tout...Il faut donc se résoudre à adopter les meilleures solutions prenant en compte les compromis optimaux(selon les cas) entre les paramètres ci-dessus et une contrainte supplémentaire essentielle: l’échelle des besoins de stockage, qui varie dans des proportions considérables selon les besoins à satisfaire.Ce qui conduit à des solutions technologiques le plus souvent très différentes pour y répondre.
Examinons de plus près les technologies pour savoir de quoi on parle: ( http://www.smartgrids-cre.fr/index.php?p=stockage-technologies)
Les différentes technologies stationnaires de stockage de l’électricité
Les solutions de stockage d’énergie se divisent en quatre catégories :
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mécanique (barrage hydroélectrique, Station de transfert d’énergie par pompage - STEP, stockage d’énergie par air comprimé – CAES, volants d’inertie),
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électrochimique (piles, batteries, vecteur hydrogène),
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électromagnétique (bobines supraconductrices, supercapacités),
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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 :
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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 ;
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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).
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 :
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le premier consiste à alimenter une pile à combustible ;
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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 ;
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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 :
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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 ;
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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.
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
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.
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 :
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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 ;
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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.
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.
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 :
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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 ;
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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 ;
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l’efficacité, définie comme rapport entre l’énergie stockée et l’énergie restituée (en MWhOUT/MWhIN) ;
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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 ;
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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.
