EDF Energy Renewables, filiale britannique de l’énergéticien français spécialisée dans les énergies renouvelables, a inauguré vendredi 22 juin 2018, un nouveau système de stockage par batterie d’une puissance de 49 MWh, situé à West Burton dans le Nottinghamshire au Royaume-Uni. Partie intégrante d’un appel d’offres plus large de 200 MWh lancé en 2016 et consacré à la régulation de fréquence et à l’équilibre du réseau, cette installation permettra au National Grid britannique de répondre rapidement aux fluctuations et de lisser la production du réseau électrique.
A l’heure où les grandes centrales thermiques disparaissent progressivement et où les installations de production renouvelables se multiplient, les moyens de stockage de l’électricité nécessaires pour lisser la production du réseau électrique national s’imposent comme une filière pleine de promesses. L’électricien public français EDF en est persuadé et poursuit ses efforts dans ce domaine afin de favoriser le développement des énergies propres et devenir à terme le leader européen du secteur. Après avoir dévoilé en mars dernier un vaste plan de développement dans le stockage électrique prévoyant notamment le déploiement de 10 GWh supplémentaires dans le monde d’ici 2035, le groupe français a mis en service sa première installation de ce type au Royaume-Uni.
Une installation inédite au Royaume-Uni
Commandée dans le cadre d’un appel d’offres national lancé en 2016, cette installation de stockage inédite dans le pays a été déployée sur le site de la centrale à gaz à cycle combiné de West Burton B, dans le comté du Nottinghamshire, et utilise des batteries fabriquées par le groupe japonais Nidec ASI. D’une puissance de stockage de 49 MWh, elle doit permettre d’améliorer la gestion du réseau national exploité par le britannique National Grid.
Présent outre-Manche pour l’occasion, le Président du groupe français Jean-Bernard Lévy a profité du voyage pour inaugurer en parallèle le parc éolien en mer de Blyth, situé au large de la côte du comté de Northumberland. Composé de cinq turbines d’une puissance totale de 41,5 MW, cette installation est le deuxième parc éolien offshore exploité par EDF au Royaume-Uni après celui de Teesside, et le premier parc éolien en mer à utiliser une technologie de flottaison et submersion. « Ces deux projets innovants illustrent notre expertise dans le domaine des énergies renouvelables et du stockage de l’électricité. Ils constituent une contribution importante à la décarbonation du mix énergétique du Royaume-Uni, notre deuxième marché après la France. Ces deux réalisations s’inscrivent pleinement dans la stratégie CAP 2030 du groupe EDF qui vise notamment à doubler la production d’énergies renouvelables d’EDF à l’horizon 2030 », a déclaré Jean-Bernard Lévy.
Crédits photo : EDF
Rédigé par : La Rédaction
COMMENTAIRES
Intéressant aussi le stockage Laes (liquid air energy storage) comme le fait Highview Power en Grande-Bretagne :
Le stockage air liquide est un peu moins efficient mais coûte moins cher et peut fournir de l’énergie pour des périodes plus longues que les batteries lithium-ion.
Il permet d’utiliser au mieux les variations de prix de l’énergie donc d’optimiser les coûts.
Il ne se dégrade pas non plus sur la durée comme les batteries (plus de 40 ans de durée de vie contre plus d’une dizaine d’années pour les batteries Li-ion)
Highview Power prévoit des sites de stockage de plus de 50 MW qui peuvent être situés n’importe où sans risques.
L’entreprise a ouvert un bureau aux États-Unis et étudie les possibilités d’exportations en Europe et en Australie.
On peut également convertir nos centrales à charbon en sites de stockage Laes !
A grande échelle c’est plus durable d’utiliser le Laes en stockage que le Li-on qui devrait plutôt être réservé à la mobilité et stockage plus petits ou plus réactifs.
https://www.energy-storage.news/news/world-first-grid-scale-liquid-air-energy-storage-project-completed-in-north
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Le Laes en vidéo. Selon eux ils sont les premiers. Par contre pas les seuls à ma connaissance :
https://www.youtube.com/embed/0enhA_KlFKo
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Il y a confusion entre ces batteries de quelques dizaines de MW (unité de puissance) associées à des capacités en énergie modestes (quelques dizaines de MWh) et des vraies installation de stockage de masse de l’électricité, qui seraient nécessaire pour garantir les pointes de consommation d’hiver et faire du transfert inter-saisonnier, surtout si on développe en parallèle des énergies solaire ou éoliennes.
Des batteries chimiques ne sont capables, comme dit dans le texte, que de filtrer un peu les fluctuations de la fréquence liées à ces énergies intermittentes et à la consommation.
Elle sont utiles à la stabilité du réseau mais ne résolvent aucunement le difficile problème de stockage de masse de l’électricité.
N’y a-t-il pas, là encore, des confusion entre MW et MWh, GW et GWh ? Sujet souvent rappelé (par moi-même) mais non corrigé.
“Confusions” et non “confusion”. Parti trop vite !
49 MWh de batteries, cela veut dire qu’elles peuvent produire 49 MW pendant une heure, et qu’au bout de cette heure elles sont déchargées et ne produisent plus rien.