Enjeu majeur de la transition énergétique, le stockage est une condition sine qua non au déploiement des énergies renouvelables. C’est d’autant plus vrai dans les territoires insulaires non interconnectés au réseau national. Dans le cadre du projet DEESSE, cofinancé par L’ADEME, Dhaker Abbes, enseignant-chercheur à HEI L2EP, Gilles Lancel, R&D engineer chez EDF R&D et Antoine Labrunie, responsable R&D chez GREENBIRDIE répondent d’une même voix aux questions de L’Energeek.

• Dans le cadre de la transition énergétique, le stockage de l’énergie représente un enjeu capital dans le déploiement des énergies renouvelables. Où en est-on en France dans ce domaine ?
  

Effectivement, le stockage de l’énergie représente un enjeu capital dans le déploiement des énergies renouvelables. Cependant, en France la part de ces énergies reste faible (environ 5% entre photovoltaïque et éolien). En plus, en termes de besoins locaux, la France dispose déjà d’une part importante de stockage dans son mix électrique avec 5 GW de stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) et 13 GW de barrages hydrauliques avec réservoir.

Par conséquent, l’objectif de la France consiste à développer un savoir-faire en stockage stationnaire avec des applications pour l’habitat et/ou les sites isolés, la stabilisation du réseau des DROM et pour l’export. Ainsi, plusieurs projets de recherche et développement sont menées en France. Ils mobilisent aussi bien les instituts publics et privés de recherche fondamentale et appliquée, les équipementiers fournisseurs de solutions et les opérateurs de réseaux électriques ou de chaleur. On peut citer en particulier :

– le projet Pégase à La Réunion initié notamment par EDF-SEI (direction dédiée aux systèmes énergétiques insulaires), Météo France et l’Université de La Réunion pour gérer les intermittences ;

– le projet Toucan en Guyane couplant des éoliennes grand modèle avec un important parc de batteries et piloté par EDF Energies Nouvelles ;

– le projet Venteea mené à bien dans l’Aude dans une logique similaire (partenaires : ErDF, Schneider, EDF, Saft et l’ADEME notamment) ;

– le projet Nice grid qui permet de tester plusieurs tailles de batteries sur des poches de quartiers largement équipés de photovoltaïque en toiture (partenariat ErDF, Alstom, EDF, Saft, ARMINES, etc.).

Enfin, la France compte des leaders du marché du stockage comme SAFT, Bolloré ou Alstom ainsi que de nombreuses start-up innovantes telles que McPhy Energy, Powidian, Levisys, Symbio Fcell, Kemwatt, etc.

• Concrètement, à quoi répondent les systèmes de stockage d’énergie ?
  

Les systèmes de stockage d’énergie répondent à l’ambition de maintenir l’équilibre demande/production et de satisfaire les besoins électriques et énergétiques des particuliers, des entreprises, des territoires, des administrations et des services publics. Et ce, même avec un taux de pénétration important des énergies renouvelables intermittentes.

Le stockage a ainsi pour objectifs de :

– compenser l’irrégularité de la production des énergies intermittentes ;
– lisser l’équilibre demande/production et ainsi de contribuer à la stabilité du réseau électrique
– assurer une fiabilité forte aux moyens renouvelables hors réseau ;
– conférer aux énergies renouvelables une place plus importante dans le mix électrique.

• Les Zones insulaires non interconnectées au réseau national comme les DROM représentent une formidable “vitrine” au développement du stockage d’énergie. Quelles sont, pour vous, les spécificités de ces territoires ?

Les Zones insulaires Non Interconnectées (ZNI) au réseau national comme les DROM, disposent de ressources renouvelables considérables mais contraintes par l’isolement vis-à-vis du réseau métropolitain. Cette spécificité implique que la totalité de l’électricité consommée sur place est produite localement et a pour conséquence une importance considérable de la production thermique, qui avoisine les 78%. Le réseau, étant petit et non connecté à d’autres réseaux voisins, il reste plus fragile et plus difficile à équilibrer. Il est donc crucial d’augmenter le taux de pénétration des énergies renouvelables (à plus de 30%) tout en améliorant la stabilité du réseau. En cela, les DROM représentent un “terrain de jeu” favorable au développement du stockage stationnaire d’électricité.

• 100% d’énergies renouvelables dans ces territoires insulaires d’ici 2030, est-ce réalisable pour vous ?

Aujourd’hui, le développement des réseaux intelligents et des capacités de stockage semble susceptible de permettre des taux de pénétration d’énergies renouvelables importants, potentiellement supérieurs au taux de 30% fixé par l’arrêté du 23 avril 2008 sur le réseau des ZNI. Par exemple, l’île de La Réunion vise une part de 50 % d’énergie électrique renouvelable en 2020.

Cependant, 100% d’énergies renouvelables dans ces territoires insulaires d’ici 2030 nous paraît trop optimiste pour des raisons économiques et de sécurité d’approvisionnement. Un mix énergétique assure une bonne complémentarité des sources.

• Stockage mécanique via les STEPS, stockage à air comprimé, stockage par batteries lithium-ion, stockage à l’hydrogène… Qu’est-ce qui est le plus utilisé aujourd’hui et lequel a le plus d’avenir ?

Le stockage hydraulique de masse (STEP) est le plus utilisé aujourd’hui en France et dans le monde.

Par contre, à notre avis, le stockage par batteries, en particulier les batteries Lithium-ion a plus d’avenir. En effet, comparées aux STEP ou aux CAES, l’un des avantages majeurs des batteries est leur versatilité. Elles peuvent être dimensionnées pour s’adapter à des besoins diversifiés en termes de puissance, d’énergie ou de taille. Elles peuvent ainsi être intégrées partout à une échelle centralisée comme à une échelle décentralisée. Elles peuvent fonctionner à différents niveaux : stockage résidentiel pour une maison ou un groupe de maisons, soutien à un réseau local (dans des zones non interconnectées par exemple) jusqu’au stockage massif sur des réseaux de distribution ou de transports continentaux.

Par ailleurs, le développement des véhicules électriques est un facteur majeur dans le développement, la maturité et la baisse des coûts des batteries Lithium-ion.

• Quel est le coût du stockage lié aux énergies renouvelables ? Il y aura-t-il un impact significatif sur le portefeuille des Français ?
  

Le coût dépend de la technologie de stockage, de sa maturité et de sa durée de vie (nombre de cycle pour les batteries). Pour des batteries Li-ion par exemple, on est sur un ordre de grandeur de 500€/kWh (installé) pour une durée de vie de 2 000 à 10 000 cycles, selon le type de batterie, son dimensionnement et son utilisation.

En général, le stockage reste un investissement lourd et donc effectivement, il peut y avoir un impact sur le portefeuille des Français. Il peut être significatif les premières années de déploiement (hausse du prix du kWh) et diminuer au fur et à mesure de la progression du marché du stockage et de la maturité et de la diversité des solutions utilisées.

• Le projet DEESSE de stockage d’énergie semble s’inscrire dans une dimension nettement plus vaste. Pouvez-vous nous en parler ?
  

DEESSE est un projet co-financé par l’ADEME et dont l’objectif est de développer un outil de dimensionnement des systèmes de stockage raccordés au réseau de distribution électrique dans différents cadres :

– Intégration de générateurs d’énergie renouvelable au réseau d’une ZNI ou à un micro réseau ;
– Autoconsommation, lissage de la consommation de bâtiments ou de zones d’activité, voire de communautés de communes…

Cet outil sera conçu pour dimensionner des systèmes multi-sources et multi-stockages. Il doit permettre aux utilisateurs (développeurs, énergéticiens, investisseurs, etc.) d’adapter un système de stockage en fonction de leurs besoins, avec du matériel existant, et donc permettre un développement accéléré de la filière (outil d’aide au développement, à la décision, validation des financements). L’outil sera utilisable par tout type d’utilisateur, même s’il n’est pas expert en stockage.

Le projet DEESSE est né du partenariat entre l’équipe Réseaux Electriques du L2EP, GB Solar Greenbirdie et EDF. Il est issu de la volonté des trois partenaires de collaborer sur la thématique des systèmes de stockage associés à des générateurs d’énergie renouvelable, en particulier photovoltaïque. Le but étant, bien sûr, de participer au développement de la filière stockage.

L’équipe Réseaux L2EP et GB Solar ont déjà coopéré dans le cadre du programme de recherche du pôle MEDEE, traitant particulièrement de l’intégration des énergies renouvelables dans les réseaux électriques. Le L2EP et GB Solar collaborent aussi sur des projets de R&D financés par des lauréats de l’appel d’offre PV de la CRE.

L’équipe Réseaux du L2EP et EDF ont déjà coopéré dans le cadre d’une thèse CIFRE intitulée : “Contribution du Stockage à la Gestion Avancée des Systèmes Électriques, Approches Organisationnelles et Technico-économiques dans les Réseaux de Distribution”, soutenue en 2007.

• Si l’on prend un exemple concret, comment pourrait-il s’inscrire dans les territoires insulaires comme en Martinique ou à La Réunion ?

Dans les territoires insulaires, l’outil DEESSE permettra l’optimisation du dimensionnement des systèmes de stockage tout en respectant les contraintes de satisfaction de la demande, le cadre règlementaire et le cadre contractuel (par exemple les clauses de garantie des batteries). Cette optimisation entrainera en particulier une diminution des coûts économique et écologique des installations.

• Où en êtes-vous de l’avancée de votre projet DEESSE ? Quelles sont les prochaines étapes ?
  

Nous avons défini le cahier de charge fonctionnel et technique de l’outil, développé les modèles des éléments de stockage (batteries, supercapacités, etc.) et les algorithmes de gestion de l’énergie. Nous avons aussi commencé la conception de l’interface de l’outil. Les prochaines étapes sont la programmation et la validation de l’outil. Nous envisageons une mise sur le marché courant 2020.

(c) Photo : EDF – CONTY BRUNO