Equilibrage réseau : une solution de stockage d’énergie par batterie

Alstom a annoncé jeudi avoir développé une solution qui a la capacité de stocker l’énergie grâce à des batteries et d’optimiser l’équilibrage du réseau pour gérer la distribution d’électricité, en fonction de la demande des consommateurs.

Du nom de MaxSineTM eStorage, cette solution constitue l’une des réponses à l’instabilité engendrée sur le réseau électrique par les énergies renouvelables intermittentes comme l’éolien et le solaire. Ainsi, les producteurs d’électricité et les gestionnaires des réseaux de transport ont la possiblité de stocker leur production en période de faible demande et de prix bas.

Concrètement, chaque module est connecté à une batterie d’une puissance de 2 MW
. Avec des modules additionnels, elle peut même atteindre jusqu’à 12 MW. L’électricité stockée reste disponible pour répondre en quelques secondes aux pics de consommation, ce qui contribue à réduire fortement la congestion du réseau. C’est donc une solution d’appoint en périodes de forte demande, notamment en soirée dans les environnements urbains. Par ailleurs, au niveau de la distribution, le dispositif peut aider les consommateurs à gérer plus efficacement l’électricité au quotidien et à acheter celle-ci lorsque les prix sont plus favorables.

Equilibrage réseau : une solution de stockage d'énergie par batterie

MaxSineTM eStorage inclut un convertisseur de puissance. Le convertisseur relie la batterie en courant continu et convertit l’électricité qui sera stockée ou envoyée dans le réseau en courant alternatif. Il comprend également un logiciel de gestion de stockage d’énergie en temps réel, permettant d’élaborer un plan de production d’électricité personnalisé. Il équilibre le réseau sur la base de la demande enregistrée et des conditions météorologiques et régule les fréquences.

Alstom précise que sa solution sera déployé prochainement dans le cadre de Nice Grid, l’un des projets de démonstration de réseau intelligent les plus importants lancés en France.

Ce projet est issu de l’initiative européenne Grid4EU qui mobilise 27 entreprises et institutions partenaires dans douze pays de l’Union européenne et quelques 1.500 clients volontaires. L’objectif de Nice Grid est de créer un micro réseau local reliant 200 sites de panneaux solaires et intégrant la solution de stockage par batterie MaxSineTM eStorage.

La croissance des sources d’énergie renouvelables est estimée à 40 % entre 2012 et 2018*. Les capacités de stockage de l’énergie par batterie aujourd’hui installées dans le monde ne portent que sur quelques centaines de mégawatts. Des statistiques ont récemment fait état d’un quasi doublement des puissances entre 2011 et 2013, passées de 370 MW à 734 MW**.

* Agence internationale de l’Energie, 2013.
** Ministère américain de l’Energie lors de l’European Utilities Week, 2013

         

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gaga42

Attention, dans tout l’article, confusion entre puissance et capacité (ou énergie)!! L’erreur est extrèmement courante chez les journalistes, mais non tolérable dans une rubrique spécialisée…

Pablo

oui. l’innovation ne réside pas ds le fait de coupler des batteries à un parc éolien. déjà vu. la question! : quel est le type de batterie utilisé? ngk ? autre ?

Le proto

En gras: Concrètement, chaque module est connecté à une batterie d’une capacité de 2 MW. Merde quoi…

b api

C’est la proposition d’Alstom, qui a quand même fournit une bonne partie du réseau ERDF et qui clame son obsolescence comme un des trois facteurs majeurs justifiant du stockage d’énergie. Sympathique le Théophile expliquant en anglais avec un accent bien de chez nous la grande innovation qui va profiter à la belle ville de Nice. Rien n’est dit au sujet de la batterie, parce que j’imagine que le containe de 2MW traite effectivement 2MW de puissance, quelque soit la batterie. Le stockage lui-même est au choix… et c’est là que se trouve l’enjeu le plus difficile aussi entre batteries Lithium ou autres Fer/Phosphate. Juste pour signaler aussi que le plus grand fabricant de tous types de batteries au monde – le chinois BYD – a déjà fait ses containers de 40 pieds stockant 0,5 MWh d’énergie sur batteries fer/phosphate à 6000 cycles, avec convertisseur adaptable et programmable de 1 à 2 MWc, et en a livré à travers le monde. Innovation chez Alstom ?

De passage

Faut vraiment qu’il n’y ait rien d’intéressant à publier pour faire croire qu’un remake vieux de 120ans est une innovation: En effet, les batteries fixes ont déjà été utilisées comme tampon-réserve d’énergie dans les réseaux locaux de Tramways…. à cette époque ! Le problème de fond est escamoté par ces fournisseurs “d’innovations”: Les possibilités énergie-puissance des batteries chimiques sont malheureusement 100 fois trop faibles pour être d’un quelconque usage pour avaler les irrégularités de production massive d’énergie aléatoire. Cela tient au fait que l’énergie chimique au kilogramme est très limitée par la Nature.

Tech

à de passage, qui malheureusement passe et repasse, il n’ya pas que l’énegie chimique qui est limitée par la nature ! je crois pouvoir dire que par le nom du produit, l’innovation de MaxSINe (TM) serait plutôt au niveau régulation tension fréquence. bien sur que les batteries c’est connu depuis longtemps, mais les améliorations continuent et les puissances gérées augmentent, et d’ailleurs on ne demande pas à ces dispositifs, de tout stocker ou de tout remplacer, je vous donne un exemple pourquoi dimensionner par exemple une batterie d’ordinateur pour qu’il fonctionne à plein pendant une semaine, quand 1 vous aurez à vous en servir pas plus de 4 heures de suite hors réseau et 2 que vous aurez le reste du temps accès à un point de charge? moi je note une chose le stockage par batteries (pour réseau) a doublé de 2011 à 2013 cela reste très faible mais cela progresse et oui cela a un coût, mais quel est le coût d’u dégradation du réseau? l’assurance aussi a un coût, mais on est bien content de l’avoir en cas de coup dur!

Bachoubouzouc

Les progrès dans les batteries sont bien beaux, mais De passage a raison sur ce point : Intrasèquement, les batteries sont inadaptées pour un usage de réseau, puisque même si on multipliait leur capacité massique par 2 (ce qui serait déjà miraculeux), il en faudrait toujours beaucoup trop pour équilibrer un réseau 100% ENR. Faisons un calcul de coin de table. La courbe annuelle de consomation de la France a cette gueule ci : On constate que courbe courbe annuelle a en gros l’air d’une fonction triangulaire oscillant autour d’une moyenne à 9TWh par semaine. Supposons qu’on puisse avoir un mix ENR à production parfaitement constante tout le long de l’année (dans la pratique, c’est faux, le PV produit quasiment toute son énergie durant tout les journées d’été, alors qu’on en a besoin pour les soirées d’hiver, et l’éolien produit quand il veut tout le long de l’année). Pour équilibrer production et consommation, on n’aurait alors qu’à produire 9TWh par semaine, et à stocker l’énergie non consommée l’été, en dessous de la moyenne de 9TWh/semaine, pour la restituer en hiver, au dessus de cette moyenne. Un rapide calcul nous donne une énergie de 25 TWh à stocker. Les batteries les plus performantes (lithium-ion) ont une énergie massique maximale de 200 Wh/kg. Stocker 25TWh pour l’hiver représente donc 125 millions de tonnes de batteries ! Pratiquement deux tonnes pour chaque habitant ! Et encore mon calcul est très très optimiste : Je pars du principe que la production ENR serait constante toute l’année, on n’en est à des années lumières dans le mauvais sens, et j’ai pris les batteries les plus performantes ! La technologie des batteries n’a donc tout simplement pas le potentiel suffisant. Il faudrait clairement une technologie avec une énergie massique des centaines de fois supérieure. En revanche, pour l’automobile, le stockage par batterie semble adapté (un facteur 2 dans l’amélioration de la techno serait parfaitement suffisant).

Sicetaitsimple

C’est du moins ce que je comprends… On parlerait juste d’un chargeur/onduleur.

Temb

Vous oubliez les 25GW d’hydraulique en France, les 4GW de STEP, les interconnexions, l’effacement, le curtailment si on fait du surdimensionnement, la biomasse en base, la géothermie en base, les énergies marines, les batteries de véhicules électriques (qui peut d’ailleurs être renouvelable), de l’éolien off shore qui tourne en quasi-base l’hiver (80/90% de facteur de charge sur les mois d’hiver pour les parcs Areva en mer du nord par exemple, et 50% sur l’année) et des centrales gaz de type peakers en appoint en lieu et place du fioul. La solution ce n’est certainement pas 100% éolien+solaire avec batteries. c’est quelque chose de beaucoup plus complexe et diversifé. Evidement pour un pays comme l’allemagne, avec beaucoup moins de vent et de soleil, très peu d’hydro c’est beaucoup plus compliqué de base.

Tech

Votre erreur, c’est que vous voulez tout stocker dans un seul moyen de stockage, évidemment cela ne fonctionne pas! et qu’en plus vous négligez les progrès en isolations, les améliorations de rendements (exemple COP des PAC au lieux des “résistances” chauffantes, etc, etc. les stockages ou pseudo stockages (comme génération de froid ou de chaud) et on revient pour les stockage “énormes” aux STEPs, ne refaites pas non plus votre calcul en ne voulant stocker que dans des step ou aux barrages existants qui sont souvent oubliés! de passage a tort et vous également, ces batteries ne sont pas là pour tout stocker, mais pour “réguler” les transitions et leurs dimensionnement est alors suffisant.

Temb

Vous oubliez aussi l’isolation et le remplacement d’une partie du chauffage électrique par du renouvelable (géothermie, biomasse, solaire thermique, gaz renouevlable via méthanisation…). Si en plus on arrive à inclure une aprtie du reste du chauffage élec dans l’effacement, on peut gagner beaucoup, en période de pointe supérieure à 100GW, 45GW viennent du cuaffage élec. Si on a 25% de ce parc qui est pilotable avec effacement de 30min en période de pointe, on ne dépasse plus les 90GW. ET si on remplace 25% du parc électrique par isolation + chauffage renouvelable on de dépasse plus non plus ces 90GW. Si on couple les deux on est plus proche des 80/85GW.

Sicetaitsimple

Ce que Chelya veut dire mais avec ses mots, c’est que des réseaux de distribution dimensionnés dans un sens “descendant” (du réseau de transport vers le consommateur) sont aujourd’hui, pas partout bien sûr, parfois “surchargés” par des productions renouvelables non pilotables. Alors peut-être effectivement qu’une batterie bien placée revient moins cher qu’un renforcement du réseau, mais à n’en pas douter c’est un “coût caché” des renouvelables intermittents. Faut juste en être conscient, il y a peu de chances que les tarifs de distribution baissent dans l’avenir…..

Bachoubouzouc

Évidemment que mon calcul ne prend pas en compte tout un tas de chose : C’est un calcul de coin de table ! Et, à vue de nez, mes hypothèses particulièrement optimistes compencent largement les points que vous soulevez : – Les batteries qu’une telle solution utiliseraient ne pourraient être aussi efficaces que les batteries Li-ion, pour des raisons de coûts. Ce qui signifie deux à dix fois plus de batteries pour un stockage équivalent. – Je n’ai parlé ici que du stockage inter saisonnier, je ne parle même pas du stockage nécessaire pour lisser, par exemple le jour-nuit du PV, ou l’éolien. – Et on parle ici des chiffres de consommation de 2007, pas des chiffres de 2050 avec un parc de mettons 10 millions de voitures électriques ! Vos remarques ne changent absolument rien à l’ordre de grandeur que j’obtiens par mon calcul : On parle ici de centaines de millions de tonnes de batteries !! Y a pas là quelque chose qui fait tiquer votre sens pratique ?

Sicetaitsimple

Bah c’est tout le problème! Aujourd’hui elles n’apparaissent pas vraiment, et c’est bien pour ça que j’évoque des “coûts cachés”! Prenons la France métropolitaine pour exemple: – pour ce qui concerne les réseaux, il n’y a pas réellement de problème car étant régulés ce sont les tarifs d’utilisation ( le TURPE) qui vont encaisser les dépenses lièes aux renouvelables ( renforcement etc). C’est relativement lissé par nature et donc (ce que je disais ci-dessus) vous allez voir une augmentation régulière mais relativement modérée, dans laquelle les dépenses liées aux renouvelables ( ou du moins leur impact sur le tarif) vont être diluées. Mais il y a bien quelqu’un qui paye, c’et le consommateur (au sens large). – Pour les producteurs, là pour l’instant c’est rien. Donc ils “souffrent” (au moins pour cette partie de leur activité), et mettent sous cocon où ferment des centrales pour limiter leurs pertes. Bien sûr un EDF ou un GDF Suez qui “souffre” ça ne fait pas pleurer grand monde, n’emp^che que ça va se retrouver forcément à un instant ou à un autre dans des tarifs. Les “petits” ( en France Alpiq, Verbund,Eon..) bah qu’ils crêvent avec leurs cycles combinés, personne ne va leur jeter de bouée, ils n’avaient qu’à pas venir…Ce n’est pas ce que je leur souhaite, c’est juste leur réalité. Donc ils vont probablement brader leurs actifs (si ils trouvent un acheteur) avec une grosse perte et rentrer chez eux. – le seul “espoir”, c’est la mise en place d’un marché de capacité qui permettrait de rémunérer les capacités sur la base de leur puissance disponible et non uniquement de l’énergie produite. C’est en cours de mise en place ou à l’étude en France et dans d’autres pays, on verra ce que ça donne. Le risque c’est que comme pour le CO2 par exemple la situation actuelle ( plutôt excedentaire compte-tenu de la crise) fasse que le signal prix ne soit pas à la hauteur.

Temb

10 millions de véhicules électriques ça en fait de la capacité batteries pour moduler une part de production intermittente! @Badrien : le foisennement c’est à l’échelle de la plaque europe, en France ça marche aussi, mais encore faudrait-il laisser les parcs méditérannéens se développer, ainsi que les parcs du golfe de Gascogne… 0MW en Aquitaine. Et c’est sans parler de l’off shore qui tourne en quasi base l’hiver. Sans compter également les nouveaux modèles d’éoliennes low-wind qui produisent 25 à 40% de plus que les modèles de diamètre

aurel

“Les progrès en isolation ne sont pas pour demain et sont extrêmement coûteuses (si ce n’est pas le cas faites-les sans l’argent des autres).” Et moi qui croyaient naïvement qu’on arrivait à atteindre le niveau passif en rénovation… Si vous entendez “l’argent des autres “par les aides gouvernementales de type crédit d’impôt ou PTZ, je trouve autrement plus choquant que les PAC permettent d’en bénéficier, que l’isolation. Pas vous ?

Sicetaitsimple

Oui, le problème est moins aigu qu’ailleurs ( Allemagne, Espagne, Italie par exemple) car le développement des renouvelables intermittents a été relativement bien contenu en France. C’est bien pour ça que je ne cesse de répeter regardons les erreurs passées de nos voisins pour éviter de refaire les mêmes. Une fois de plus, il n’y a pas d’urgence, sauf si l’objectif ce n’est pas de “faire du renouvelable”, mais d’être anti-nucléaire .

Sicetaitsimple

Il est certain qu’alimenter partiellement par du PV une mine de cuivre au Chili ( un des pays les plus ensoleillé du monde) en substitution de gazole peut avoir du sens. New-York, je ne sais pas vraiment ce que vous voulez dire, je sais juste que les réseaux aux US sont globalement parmi les plus ringards des pays développés.Des rustines style batteries ou flyweels sont peut-être nécessaires. Sur PV, cogen, eolien qui diminuent les coûts des réseaux, bah faudrait juste que vous en apportiez la preuve….notament dans un conteste européen. On attend.

fredo

par rapport au sujet, ” l’objectif de Nice Grid est de créer un micro réseau local reliant 200 sites de panneaux solaires et intégrant la solution de stockage par batterie MaxSineTM eStorage ” Nice Grid sera situé à Carros près de Nice, en Paca donc, région fortement importatrice d’électricité. Un peu de production locale ne poura pas faire de mal. Projet interessant, bravo !

Sicetaitsimple

comme vous ne parlez que de batteries dans les mines chiliennes , ce que tout le monde aura constaté, y’a pas de souci! Je m’en fous complètement, c’est le problème du mineur et du fournisseur d’électricité chilien de trouver le meilleur compromis. Pareil pour Manhatan, c’est de l’optimisation d’une situation merdique. Je ne vous parle pas de résoudre des situations merdiques, je vous parle d’un schéma globalement optimisé, et je vous dis que les renouvelables intermittents peuvent largement contribuer ( mais pas forcément avec un peu de “planification” mais là ça va vous déplaire) à la merdification du système.

Sicetaitsimple

Sicetaitsimple= Brejnev, facile…. Traiter le cas des péninsules electriques par des batteries, c’est juste débile, une rustine absolument pas à la hauteur des enjeux.Allez voir les nouvelles courbes régionales de RTE si vous voulez vous en convaincre. Par contre, arriver à y mettre de la production, correctement implantée ( y compris du renouvelable de quelque kW), c’est ça que j’appelle de la “planification”. C’est ça le “système”, avoir une bonne chambre à air et non une collection de rustines.

Bachoubouzouc

“10 millions de véhicules électriques ça en fait de la capacité batteries pour moduler une part de production intermittente!” Oui et non, on en sait rien : Participer à l’équilibre offre/demande du réseau ne sera pas le but premier de ces batteries de voiture, qui seront là… pour propulser ladite voiture ! Elles passeront la nuit dans le garage non pas à moduler mais à recharger pour être prêtes à l’usage le lendemain matin, et en journée il n’y a aucune garantie que les heureux propriétaires de ces voitures électriques puissent (ou veuillent se donner la peine de) les brancher à des bornes de recharge. Ces usages de modulation ne pourront donc être effectuées par ces batteries qu’à la marge, bref faudra pas trop compter là dessus.

Sicetaitsimple

Ces fourbes de RTE ont réussi à mettre en ligne la production/consommation par Région, pas encore tout-à- fait en temps réel ( 30/11 dernière date disponible). Dites donc, c’est pas brillant pour votre belle région! Environ 3000MW de consommation sur la journée et 300MW de production. On voit quand même la Rance qui fait tous ses efforts et même se permet un peu de pompage ( entre 18h et 20h00, c’est surprenant, mais bon). Et dire qu’il y a un peu plus de 30 ans certains voulaient installer 2600MW à Plogoff. On peut dire qu’ils visaient juste! Bon, faut relever les manches! Bonsoir à “Simone”.

Tech

à bachoubouzouc, vous persisgtez et signez dans l’erreur, les batteries, ce n’est pas pour remplacer de la production, c’est pour améliorer la régulation! c’est comme si vous vouliez dimensionner les poids et la longeur de la ficelle d’une horloge comtoise pour toute sa durée de vie, évidemment que cela aboutirait à des horloges de plusieurs mêtres cubes ! on ne demande pas aux batteries de se substituer au nucléaire ou à l’hydro ou au gaz, mais ces batteries, vont permettre de laisser le temps à tout ce qui est pilotable de monter en puissance, ou aider à réguler la fréquence du réseau suivant les appels. donc il n’y a pas besoin de terawattheures, puisque les batteries fonctionneront peut-être quelques minutes par jour. vous allez me dire c”est cher” je répondrai oui, c’est une assurance pour comme dit sicétaitsimple que le réseau ne “merde” pas! arrêtez de mettre vos oeillères et de monter sur vos grand chevaux dès que l’on parle d’autre chose que la promotion du nuke ;o)

Sicetaitsimple

“mais ces batteries, vont permettre de laisser le temps à tout ce qui est pilotable de monter en puissance, ” Aujourdh’ui, même en Allemagne, ce n’est pas vraiment le sujet. Le sujet, c’est la congestion et la surcharge localisée de réseaux de transport ou de distribution liés aux afflux de renouvelables. Les batteries ( et quasiment tout stockage sauf une énorme STEP) ne sont pas une solution pour l’éolien (car un épisode de vent ça dure généralement un certain temps), elles peuvent l’être pour le PV. Mais le mieux et le beaucoup moins cher, c’est d’éviter ces afflux locaux, via ce que j’appelle une “planification”, terme qui me voue au travaux forcés dans les camps de réeducation de Chelya! Je parle des batteries dédiées. Bien entendu si “demain” on a 10 millions de VE dont le but je suis d’accord avec Bachoubouzouc est de rouler, on peut quand même espérer que constructeurs automobiles et electriciens auront mis un peu d’intelligence dans le système pour qu’au delà du but premier il y ait des effets secondaires positifs via des dispositifs de charge voire de décharge un minimum sophistiqués. Avec du Linky ou équivalent, ça devrait le faire. Bon, 10 millions de VE, on a encore le temps d’en parler!

trimtab

En effet, la nouvelle présentation RTE nous montre que si la Bretagne et PACA sont effectivement les traditionelles ‘vilaines petites canards’ electrogènes du ‘passe moi du jus, j’en produit pas assez’, la carte montre aussi que au moins 10 régions reste dans le ‘bleu’ (ie: ‘importatrice’) pendant le longues périodes, voir TOUTE la journée. Ce n’est pas pour se dédouaner du refus de Plogoff (!) mais juste pour dire que la Bretagne n’est pas seule à mendier des kWhs à ses voisines ! Et pour dire aussi que ce n’est pas notre faute qu’on est au ’bout des lignes’ (en attendant l’interconnexion avec UK et/ou Irlande – qui viendra forcement un jour !). Pour le turbinage STEP, il y a un projet pour le barrage de GUERLEDAN, mais il parait que ce n’est pas simple…! trimtab

Temb

Juste un point sur ces véhicules électrique : Un véhicule classique passe 30minutes le matin sur la route grand max et idem le soir. En gros 30min entre 7H et 9H puis 30minutes entre 17H et 19H. ça c’est pour 80% des 30millions d’actifs. ça fait sans doute 10 à 15millions de véhicules qui ne roulent qu’une heure par jour pour 23H potentiellement garés à une place de parking, branché (au boulot ou à la maison). En 30minutes, avec un trajet moyen de 15km la voiture aura touché à 10% de sa batterie et sera rechargeable entre quelques dizaines de minutes et 2/3H suivant le type de branchement. Donc oui la dispo sur ce type de véhicules sera très sygnificative et pourra jouer un vrai rôle dans l’équilibrage du réseau dans une ou deux décennies si l’on arrive par les normes, les aides et les améliorations compétitives à faire lever cette filière du véhicule électrique. On parle ici de plusieurs milliers de MW potentiellement diponibles. Si demain vous avez un abonnement spécifique ou vous allouez 50% de votre batterie au réseau en semaine (et gardez 80/90% le week-end ou la conso est plus faible), il vous restera toujours de quoi faire 5 fois votre trajet classique de français moyen pour aller au travail. De quoi oublier ses clés 2 fois, oublier ses enfants, oublier de fermer la porte d’entrée, etc… Si on ajoute du PV chez soi sur le garage, vous allez même pouvoir stocker vos surplus non autoconsommés dans votre batterie et le revendre grace à un abonnement spécifique aux périodes de pointe sur le réseau… Ou faire la même chose à votre bureau ou votre entreprise pourra vous proposer le même service avec ou sans commission… Mais ça c’est le monde de demain, compliqué et complexe à imaginer.

Bachoubouzouc

“Mais ça c’est le monde de demain, compliqué et complexe à imaginer.” C’est drôle cette condescendance, alors que les personnes qui imaginent ces possibilités de monde font justement partie d’entreprises comme la mienne, sur laquelle vous n’êtes comme les autres pas en reste pour cracher. Moi, avec ma sensibilité “terrain” je serais plutôt enclin à voir comment dans la pratique ce plan ne se passera pas aussi bien qu’imaginé : Ces voitures passeront sans doute 23h par jour garées, mais certainement pas tout le temps connectées. Et ce pour tout un tas de raisons : -parce qu’ils va se passer du temps avant qu’il y ait des bornes sur ne serait-ce qu’un tiers des places de stationnement. -parce qu’il y aura des résistances de la part de tous les dingos qui n’aiment pas EDF et ne veulent pas donner un coup de main au réseau, qui ne veulent pas être suivis partout où ils vont via les bornes et leur bagnole communiquante, qui pensent que selon une nouvelle théorie c’est un obstacle à l’écologie (ils le pensent déjà bien pour le chauffage électrique)… -tout simplement parce que sur le coût total de possession d’une voiture électrique, le coût de l’électricité sera quasi négligeable. Il sera donc difficile de proposer des forfaits qui incitent vraiment les possesseurs à seulement faire l’effort de penser à connecter leur voiture en arrivant s’ils n’en ont pas besoin. Autrement dit : Tout cela reposera principalement sur la bonne volonté des utilisateurs. Et n’importe quel expert en management du changement vous dira qu’un changement de comportement des utilisateurs est plus une bataille à remporter qu’un truc sur lequel compter. Attention, je ne dis pas que ça sera impossible ou que ça ne se fera pas, je dis juste que, comme linky, cela ne permettra d’optimiser le réseau qu’à la marge et qu’il ne faudra pas mettre trop d’espoirs dessus. Penser qu’on pourra faire 100% d’ENR grâce à ça relève pour moi de l’utopie.

jmdesp

La batterie génère de l’électricité à 12V. Est-ce que l’utilité de reverser cette électricité dans le réseau compense la complexité des équipement nécessaires pour remonter le voltage à la tension nécessaire, d’autant plus que pour faire plus qu’une annulation de demande à très courte distance, il faut du triphasé ? La réponse simple est non, d’autant que l’aller/retour a des pertes, et a un coût car la batterie vieillit en fonction du nombre de cycle (un peu moins pour les LiFePo4, mais on a du mal à faire un VE avec cela à cause du seul point négatif de la techno, la densité massique). Deuzio, l’actualité récent du réseau c’est des pointes de consommation à 8h du matin alors qu’une bonne partie des gens sont encore en train de rouler, ou sinon c’est 19h, juste quand la voiture vient d’arriver et au moment où on souhaite commencer à recharger, pas décharger plus. Enfin, plutôt que de chercher à trouver un double usage à des voitures utilisées en majorité 1h par jour, je pense que la solution serait plutôt de remettre en question l’intérêt de tous ces déplacement pendulaires en voiture très peu optimaux, et de travailler sur une réduction de la périurbanisation, de remettre en cause ces organisation qui poussent à placer d’un coté les bureaux et très loin les habitations pour organiser ensuite d’immenses mouvements entre l’un et l’autre, et/ou sur les transport collectifs. L’un ne va pas sans l’autre d’ailleurs, car comme l’explique bien Jancovici, impossible de faire du transport collectif sans avoir une densité de population minimale.

Tech

à sicétait simple, pas la bonnze réponse, vous faites la même erreur que bachoubouzouc, pourquoi vouloir à tout prix que ces batteries soit là pour stocker uniquement de la production ENR et en plus écréter tout le pic de demande. CE n’EST PAS LEUR VOCATION . elles auront cerrtes de quoi se erecharger avec de des ENR et certes aussi ell seront présentes pendant les PIC, mais on ne leur demande pas d’assurer tout le PIC! elle servent en régulation. les batteries de flux seront plus à même de fournir plus d’énergie.

Sicetaitsimple

“pourquoi vouloir à tout prix que ces batteries soit là pour stocker uniquement de la production ENR et en plus écréter tout le pic de demande”. Mais où ai-je écrit ça?. On parle bien de batteries stationnaires dédiées réseaux comme celles dont parle l’article, dans un contexte de réseau “correct” ( pas un réseau faiblard ou une ZNI)? Ce que je vous dis, c’est que dans ce cas la seule raison qui fera qu’un tel engin sera installé sera une congestion quelconque dûs à des afflux d’ENR, et qui ne pourrait pas être résolue par un renforcement. Après, une fois installée pour cette raison là, elle pourra être utilisée de façon optimisée. Pareil que pour le VE, la fonction n’est pas de faire de la régulation, mais d’être chargée quand on a besoin, mais rien n’interdit de faire la charge intelligement.

Sicetaisimple

Mais quand même un peu! Que la Bretagne soit une péninsule géographique n’a échappé à personne, y compris aux “bonnets rouges”. La situation par rapport à d’autres régions “importatrices” d’électricité est quand même très particulière, surtout du fait des distances et pas forcément du volume.La région parisienne est bien évidemment la pire en volume, mais c’est bourré de production dans les 100 à 150km autour, “c’est étudié pour” comme aurait dit Fernand Reynaud. Bon, il devrait y avoir d’ici quelques années le parc offshore de St-Brieuc, peut-être même si il semble y avoir un peu de retard à l’allumage le CCG de Landivisiau, plus un peu d’éolien terreste, de PV, de biogaz,…Ca pourrait donc s’améliorer, doucement. La “planification” raillée par lr83, c’est un peu ça. Mettre plutôt de la production là ou il y a des besoins que de construire des batteries pour gérer des excédents…. “Mais ça c’est le monde de demain, compliqué et complexe à imaginer.” Il y en a vraiment certains qui devraient revenir aux fondamentaux….. Bon, pour finir sur une note optimiste, avecc le réchauffement cette semaine puis deux semaines de faible activité, les heures rouges Tempo ne devait pas trop être sollicitées. Bonne dinde, cuite ( très majoritairement) au nucléaire! Et bonsoir bien sûr à qui vous savez.

Bachoubouzouc

“vous faites la même erreur que bachoubouzouc, pourquoi vouloir à tout prix que ces batteries soit là pour stocker uniquement de la production ENR et en plus écréter tout le pic de demande. elle servent en régulation.” Ah pardon, elles servent en régulation… Et alors il en faut quelles quantités, pour “servir en régulation” ? Non parce que vous ne pouvez pas prétendre d’un côté qu’elles auront un effet perceptible et donc une utilité, et de l’autre qu’il y en aura très peu ! Dans mon calcul, il apparaissait que 25 TWh, soit 5% de la consommation annuelle en un cycle, représentait déjà 125 millions de tonnes de batteries. 1% de la conso annuelle représente toujours 25 millions de tonnes ! Mon propos de départ tient donc toujours : Pour avoir un quelconque effet sur le réseau, ces batteries devraient être en quantités prodigieuses. Il y a donc peu de chance que cela révolutionne quoi que ce soit. Mais cela n’empêche personne de faire de la R&D (y compris chez EDF). On ne sait jamais…

Bachoubouzouc

“25 millions de tonnes En Plomb, cela fait un cube de 130 m de coté.” En effet, ça ne fait “que” 2,2 millions de m3. C’est bizarre que là ça ne fasse pas beaucoup, tandis que quand il s’agit de 6000m3 de déchets nucléaires (366 fois moins), ça devient un volume gigantesque… Par ailleurs, je ne sais pas comment vous avez fait votre calcul, mais il me semble qu’une batterie au plomb est essentiellement composé d’électrolyte (d’eau). Donc à vue de nez, 25Mt de batterie feraient plus dans les 20 millions de m3, soit un cube plutôt dans les 250m de côté. Mais je peux me gourrer. Bref, je pense que les ordres de grandeur parlent pour eux-même.

Bachoubouzouc

Non, dans mon calcul je voulais traiter l’intersaisonnalité. 25TWh. (oui il faut lire ce que disent les gens si vous voulez discuter avec) Et comme je le disais, réguler la production ENR à la journée ou à la semaine, ça vient en plus.

Luis

¤ Le plus important dans l’immédiat est de limiter les pointes de consommation en hiver, dues pour l’esentiel au chauffage électrique. En 2012, la puissance moyenne d’une journée (jour et nuit) a été de 95 GW, dont 40 GW pour le seul chauffage électrique, pendant plusieurs jours. A l’extrême pointe du 8 février, la puissance appelée a été de 102 GW (102.100 MW à 19h et 100.000 MW à 10h). Entre 7h30 et 14h30, puis entre 18h00 et 20h30, la puissance appelée a dépassé les 95.000 MW, pour une consommation totale de 38.600 MWh (partie au-dessus de 95.000 MW). Avec 50 GWh de stockage avec des batteries au lithium, on pouvait écréter largement tout ce qui dépassait le 95 GW, tout en ayant une marge de sécurité, sans faire intervenir les moyens coûteux comme les TAC à fioul ou les importations au prix fort. Un système de stockage sur batterie lithium a un rendement de 95-96% pour un cycle complet, mieux que les meilleures STEP. Avec une profondeur de décharge limitée à 80% et un courant de charge ou décharge à C/10 (dix heures pour charger ou décharger la batterie), 5 GW de batterie faisaient l’affaire, soit l’équivalent de un million de systèmes de stockages de 5 kW / 50 kWh. Batteries à associer avec des systèmes photovoltaïques en particulier, partout dans le pays, pour un double avantage.

Luis

¤ En plus de corriger l’essentiel, disons que toute l’électricité vendue aux suisses, à bas prix, la nuit suivante aurait contribué à recharger les batteries … et disons aussi que cela aurait entraîné le rachat à un prix raisonnable de l’électricité stockée sur les batteries.

Sicetaitsmple

Si quelqu’un a des besoins spécifiques de Haute Qualté ou d’alimentation non interruptible, ça se fait très bien en traitant chez lui uniquement les parties de réseau concernés ( process sensibles, informatique, contrôle-commande,…) plutôt que de traiter en amont toute la consommation y compirs celle des “grilles pain”,des usages thermiques et de l’ampoule des toilettes, ce qui est un gachis.

Sicetaitsimple

Vous pouvez nous donner un ordre de grandeur du coût d’un million de systèmes de stockage Li 5kW/50kWh? Et question subsidiare, par qui ou par quoi c’est financé? On rappelera juste, ça parait idiot, qu’une batterie ( qu’un stockage) ça ne produit pas d’énergie, mais qu’au contraire ça en consomme.

Bachoubouzouc

@ Luis “Avec 50 GWh de stockage avec des batteries au lithium, on pouvait écréter largement tout ce qui dépassait le 95 GW, tout en ayant une marge de sécurité, sans faire intervenir les moyens coûteux comme les TAC à fioul ou les importations au prix fort.” En effet, 50GWh de stockage journalier nous faciliteraient tout à fait la vie ! Mais ces 50GWh de batteries au lithium nous coûteraient de l’ordre de 15 milliards d’euros (à coup de 300€ du kWh environ), et ne dureraient que quelques années (1200 cycles de durées de vie environ). Il me semble que les TAC au fuel et les importations sont un peu moins chères… @ chelya “c’est un besoin qui n’existe pas…” Un modèle d’argumentation, comme toujours avec Chelya… En tout cas, si le stockage intersaisonnier est si peu un besoin, on se demande bien ce que fera l’Allemagne l’été de la production des 52GW de PV et des 46GW d’éolien qu’elle a le projet de construire d’ici à 2020 (en plus de tout le reste). Surtout que sa consommation l’été ne dépasse pas les 70GW et que d’ici là elle aura on n’en doute pas atteint son objectif de la réduire de 10%…

Sicetaitsimple

C’est la bonne question. A court terme, il y a les voisins.. Ca peut poser quelques problèmes les jours de production très forte, mais ça devrait passer, avec des exports a priori croissants. A moyen terme ( 2015/2019), il y a quelques fermetures de centrales nucléaires qui vont aider. En 2021/2022, là c’est fermeture massive de nucléaire (environ 7000MW), donc ça devrait diminuer les exports de l’Allemagne. Le vrai problême pour eux (en dehors des coûts croissants), c’est que d’ici là ils aient techniquement résolu les problèmes de renforcement des réseaux. On va voir ce que va décider le nouveau gouvernement et son vice-chancellier SPD en charge des finances et de l’énergie.

Luis

¤ Une batterie lithium de qualité et bien gérée peut durer 5.000 à 7.000 cycles, avec une profondeur de décharge de 80%, avant d’avoir perdu 20% de sa capacité. Avec un cycle charge/décharge par jour, cela fait bien 15 à 20 ans de service. Mais elle peut encore servir, avec moins de capacité qu’au début. La durée de vie d’une batterie dépend à la fois de sa profondeur de décharge et de l’intensité du courant de charge et décharge. Du C/10 est raisonnable. Pour avoir une idée d’un système de stockage de qualité, voir le “diamant noir” conçu en partenariat avec l’Institut Fraunhofer bien connu. Aller voir Dispatchenergy pour en savoir plus : c’est 7.000 cycles à 100% de profondeur de décharge (DoD) et dans des conditions plus dures (à 1C, charge ou décharge en une heure). Mais ces systèmes sont plus chers. Pourtant, sur la durée de vie du système complet, cela est déjà rentable au sud de l’Allemagne.

Bachoubouzouc

“Une batterie lithium de qualité et bien gérée peut durer 5.000 à 7.000 cycles, avec une profondeur de décharge de 80%, avant d’avoir perdu 20% de sa capacité.” J’aimerai bien un lien pour prouver cela. Parce que la page wikipedia (oui, je sais, wikipedia…) indique 1200 cycles, et c’est conforté dans la vie de tous les jours par les batteries lithium pour pc et téléphones portables qui déclinent énormément au bout de maximum 3 ans. Ca me semble un peu bizarre que soudainement quelqu’un arrive à faire six fois plus que tout ce qu’on connait actuellement… Encore une fois, les ordres de grandeur que j’ai calculé sont là, et c’est conforté par le fait que dans la pratique, les batteries pour réseau sont encore au stade de la R&D, et déployées massivement nul part (donnez donc un lien vers un article qui le prouve si ce n’est pas le cas).

Luis

¤ C’est bien simple, il suffit de lire la fiche technique. “Cycle life (at 1C; 25 °C; 100% DOD) > 7000 @ residual capacity of 80% ” Belle bête n’est-ce pas ! On peut aussi lire les “data sheets” d’autres fabricants. Mais éviter les chinois et autres apparentés. Maintenant, les batteries de portables ont été concues pour ne pas durer trop longtemps : obsolescence programmée, c’est le commerce.

Luis

¤ Avec un système de stockage de l’électricité photovoltaïque, pouvant être mis en place au niveau résidentiel, on bénéficie d’un double avantage. 1 – Limitation de l’injection d’électricité solaire en milieu de journée, la priorité étant l’autoconsommation et la charge des batteries. 2 – Pas de consommation d’électricité provenant du réseau aux heures de pointe du soir, y compris en hiver. Cela nécessite un triple compteur : consommation depuis le réseau, production solaire, injection sur le réseau (l’autoconsommation se déduit par différence). Une variante doit permettre de compléter la charge des batteries depuis le réseau la nuit (en hiver surtout) afin de réinjecter le lendemain soir sur le réseau la partie excédentaire par rapport aux besoins de consommation. Au besoin, la tarification pour l’injection réseau serait adaptée selon que l’électricité provient du système PV ou pas (ce que permet le triple compteur). Autre avantage : cela limite les besoin d’extension du réseau puisque la puissance requise sur le réseau est moindre. Cela évite aussi de construire de nouveaux moyens de pointe et surtout de super-pointe. Le dimensionnement du réseau se fait par la capacité des lignes et équipements mais pas par le volume qui transite. Et c’est le chauffage électrique qui a conduit à augmenter de 50% la capacité du réseau, en plus des besoins “hors chauffage” (voir RTE).

Bachoubouzouc

“C’est bien simple, il suffit de lire la fiche technique.” En effet, même si je reste sceptique : Un prospectus commercial qui indique 6 fois plus qu’une valeur couramment admise… Un peu de recherche sur internet montre que les durées de vie moyennes varient beaucoup d’un interlocuteur à l’autre (ici par exemple : de 300 à 500 cycles), mais aussi en fonction de la profondeur de décharge : Dans ce dernier lien, un labo de test de batteries électriques obtient de 500 cycles à 100% (l’usage que l’on attend de batteries de réseau), jusqu’à 4700 cycles à 10%. Curieux… Rappelons bien sûr que meilleure est la batterie, plus elle est chère. Dans mon calcul à partir de vos 50 GWh, j’arrivais à une facture minimale de 15 milliards… Sans compter les onduleurs, les ventilations, etc. “Avec un système de stockage de l’électricité photovoltaïque, pouvant être mis en place au niveau résidentiel, on bénéficie d’un double avantage.” Les batteries électriques sont des organes facilement explosifs qui généralement tombent sous la réglementation ATEX. Donc outre les dizaines de morts par an que cela va engendrer en incendies, je ne suis pas sûr que cela convienne très bien à des habitations individuelles… “2 – Pas de consommation d’électricité provenant du réseau aux heures de pointe du soir, y compris en hiver. ” Vu que la production PV en hiver est quasi négligeable (taux de charge d’environ 5% aujourd’hui), vous recommencez là à nous parler de stockage intersaisonnier. Et on a déjà abordé ce sujet : ==> 25TWh par an, 2 tonnes de batteries par habitant. Et une facture à 7500 milliards d’euros, pour des batteries qui ne tiendront (vous en conviendrez) pas la décénie. “Et c’est le chauffage électrique qui a conduit à augmenter de 50% la capacité du réseau, en plus des besoins “hors chauffage” (voir RTE).” Dire “(voir RTE)” est à peu près aussi précis que “(voir la science)” ou “(lire les livres)”… Bref, sur ce sujet ci comme sur les ENR en général, j’ai un peu l’impression que vous vous accrochez aveuglément à des utopies de toute évidence invraisemblables.

Bachoubouzouc

“C’est que c’est surtout que la conception des batteries est différentes selon les applications… Vous imaginez vous, s’il fallait changer les batteries des sous-marins militaires tous les ans ?” Avec une autonomie de l’ordre de quatre semaines en plongée (là aussi avec des batteries lithium-ion), un sous-marin moderne ne fait donc pas un cycle charge/décharge par jour, mais un environ toutes les 6-8 semaines (4 semaines de décharge, puis je ne sais combien pour recharger les batteries). 500 cycles à 100% de 6 semaines représentent donc une durée de vie dépassant les 50 ans, largement suffisante pour un sous-marin. Même avec des batteries de la vraie vie hein, pas besoin des super batteries magiques que vendent les commerciaux…

Sicetaitsimple

Mettons. Mais vous oubliez juste de répondre à la question (hier 19:56): combien ça coûte? La Black Diamond 5000 qui permet de stocker 5kWh ( pas 50 ) et qui pèse 250kg que vous évoquez, ça vaut combien?

Bachoubouzouc

“oh my god… Mais ce serait un peu plus rapide si vous acceptiez que c’est un sujet sur lequel vous êtes totalement aux fraises…” Les lecteurs en jugeront, en fonction des différentes sources que j’ai cité… Et venant de vous : Tellement drôle !

Lionel-fr

Pour les batteries, il y a du vrai dans ce disent Chelya, Luis et Bachou, c’est plutôt le ton de la conversation qui ne permet pas de dégager une big picture.. J’admets que le li-ion s’améliore d’année en année et surtout que son prix baisse, c’est génial pour les bougres dans mon genre mais de là à alimenter un chauffage electrique en décembre… Je n’ai pas envie de chercher les chiffres, il est facile de comprendre que le coût est exorbitant Pour stocker à l’échelle des consommations réseau , le système de l’electrolyte n’est pas satisfaisant. Il le serait davantage si on pouvait purger l’electrolyte chargé dans un grand réservoir de dimensions géologique mais ce n’est plus une batterie, c’est un stockage chimique où on accumule des molécules instables pour les restabiliser lors de la pointe.. La nasa s’est posé ces questions depuis quelques années, on peut faire ça avec à peu près tous les éléments de la table de madeleiev mais ce n’est pas un hasard si on revient toujours sur l’élément 1 : H instable, oxydé avec l’atmosphère gratuite donne de l’eau stable Pour le sous marin militaire, le gros avantage est que les batteries sont utilisées pour le balast, on peut donc en mettre beaucoup sans se préoccuper de la masse. Le coût n’est pas très critique mais la sécurité oui. Or l’eau de mer et l’acide sulfurique génèrent de grosses quantités de chlore (gaz extrèmement toxique) Les Suédois décidément très en vogue en ce moment ont développé une classe de sous marins à moteur stirling hydrogène qui donnait de bons résultats (la combustion H2O2 donne une pression négative , pas la peine d’évacuer les gaz) Mais c’est la pile à combustible qui a révolutionné la stratégie mondiale basée sur les sous marins (classe scorpène) car elle ne nécessite aucune machine tournante, ce qui la rend moins détectable qu’une turbine nuke ou qu’un stirling , tous deux assez faciles à détecter par voie acoustique. J’ignore la techologie des batteries mais cela reste assez peu critique car on a beaucoup de masse et de volume transportable (le ballast ne fait pas concurrence à la payload de l’engin)

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