Étude technico économique du stockage de l’électricité · PDF filedes services de la Commission de régulation de l’énergie ... une analyse de tous les services que pourrait

Étude technico-économique du stockage de l’électricité

Avec la contribution de Bertille CARRETTÉ, Grégory JARRY et Antoine DEREUDDRE

des services de la Commission de régulation de l’énergie (CRE)

HARRICHE Farah

SOULETIS Romain

17/03/2013

Table des matières

Introduction ........................................................................................................................................... 1

Etude des services apportés par le stockage au système français.......................................................... 2

Préambule ......................................................................................................................................... 2

I. Le lissage de la courbe de charge .............................................................................................. 2

1. Caractéristiques de la courbe de charge............................................................................... 2

2. Les grandes problématiques actuelles liées à la pointe ........................................................ 4

a. Volatilité des prix de l’électricité sur les marchés de gros ............................................ 4

b. Dimensionnement des installations et capacités de production .................................. 4

c. Coût élevé de la production de pointe .......................................................................... 4

d. Fortes émissions de CO2 en période de pointe ............................................................. 5

3. Les services apportés par le stockage ................................................................................... 6

a. Pour les producteurs : arbitrage sur les marchés de l’énergie ...................................... 6

b. Pour les producteurs : optimisation du dimensionnement de leurs installations ......... 6

c. Pour les producteurs : anticipation des futures obligations de capacités ..................... 7

d. Pour les producteurs : optimisation des coûts de production en période de pointe .... 7

e. Pour les gestionnaires de réseau : sécurisation des prévisions d’équilibre d’offre / demande en optimisant les capacités de transport ............................................. 7

f. Pour les territoires : diminution des émissions de CO2 et prise de distance avec les énergies fossiles ................................................................................................................. 8

g. Pour les producteurs : anticipation des risques économiques moyen et long terme (augmentation du prix des énergies fossiles et du CO2) ..................................................... 8

h. Pour les consommateurs : mise en place d’un optimum économique à leur consommation d’électricité ............................................................................................... 8

i. Pour les consommateurs : génération de revenus d’effacement grâce aux dispositifs actuels et anticipation de la mise en place du marché de capacité ................................... 8

II. Le secours .................................................................................................................................. 9

1. La sûreté du réseau électrique français ................................................................................ 9

a. Définition ...................................................................................................................... 9

b. Les causes possibles de défaillance ............................................................................... 9

2. Le stockage comme solution de secours .............................................................................. 9

III. Qualité de l’alimentation .......................................................................................................... 10

1. La qualité du réseau aujourd’hui ........................................................................................ 10

a. Comment définir la qualité de l’électricité ? ............................................................... 10

b. La qualité de l’électricité en France ............................................................................ 11

2. Les voies d’amélioration grâce au stockage ....................................................................... 11

a. Pour les consommateurs ............................................................................................ 11

b. Pour les gestionnaires de réseau ................................................................................ 12

IV. Aide à l’intégration des EnR ..................................................................................................... 12

1. Les enjeux liés aux EnR et les problèmes rencontrés aujourd’hui ...................................... 12

2. Services apportés par le stockage....................................................................................... 12

a. Pour les producteurs d’énergies intermittentes ......................................................... 12

b. Pour les consommateurs ............................................................................................ 13

c. Pour les gestionnaires de réseau ................................................................................ 13

d. Pour les territoires ...................................................................................................... 13

Synthèse .......................................................................................................................................... 14

Étude comparative des technologies de stockage ............................................................................... 15

Préambule ....................................................................................................................................... 15

I. Présentation des technologies de stockage stationnaire d’électricité ..................................... 15

1. Moyens de stockage à petite échelle ................................................................................. 15

a. Super-condensateur.................................................................................................... 15

b. Inductance Supra-conductrice (SMES : Superconductor Magnetic Energy Storage) ... 16

c. Volant d’inertie ........................................................................................................... 17

2. Moyens de stockage utilisables à petite et grande échelle ................................................ 17

a. Batteries électrochimiques ......................................................................................... 17

b. Batterie à circulation (Red-ox flow) ............................................................................ 18

c. Stockage sous forme d’hydrogène .............................................................................. 19

3. Moyens de stockage à grande échelle ................................................................................ 19

a. Stockage gravitaire : STEP ........................................................................................... 19

b. Stockage par air comprimé : CAES (Compressed Air Energy Storage) ......................... 20

II. Comparatif des technologies de stockage stationnaire ........................................................... 21

Synthèse : technologies les plus adaptées aux principaux services rendus au système .................. 24

Proposition d’évolutions réglementaires ............................................................................................. 25

I. La réglementation française actuelle ....................................................................................... 25

1. Les zones insulaires ............................................................................................................ 25

2. La situation métropolitaine ................................................................................................ 25

II. Comment faire évoluer la réglementation française ? ............................................................ 26

1. Création du statut d’opérateur de stockage ....................................................................... 26

2. Création d’un tarif d’autoconsommation ........................................................................... 27

3. Vers une production conventionnelle d’EnR ...................................................................... 27

Vision prospective pour 2030 ............................................................................................................... 28

I. Mise en place des hypothèses ................................................................................................. 28

1. Hypothèses sur l’évolution de l’offre et de la demande ..................................................... 28

2. Hypothèses sur les services valorisables ............................................................................ 29

3. Choix des technologies pour le scénario ............................................................................ 30

a. Hypothèses sur la maturité des technologies ............................................................. 30

b. Freins au développement de certaines technologies .................................................. 30

c. Hypothèses sur le rendement et le coût des technologies ......................................... 31

d. Hypothèses sur les capacités installées à horizon 2030 .............................................. 32

II. Scénario économique .............................................................................................................. 33

1. Valorisation des services .................................................................................................... 33

a. Arbitrage prix .............................................................................................................. 33

b. Réserves primaire et secondaire ................................................................................. 34

c. Mécanisme d’ajustement ........................................................................................... 34

d. Marché de capacités ................................................................................................... 34

Report des renforcements réseaux ............................................................................. 35

e. (dus à l’implantation d’énergies intermittentes) ........................................................ 35

f. Lissage de la consommation industrielle .................................................................... 36

2. Optima d’allocation de puissance ....................................................................................... 38

3. Résultats du scénario économique ..................................................................................... 39

Conclusion ............................................................................................................................................ 41

Bibliographie ........................................................................................................................................ 42

1

Introduction

Le stockage de l‘électricité apparaît aujourd’hui comme une solution incontournable pour répondre aux enjeux énergétiques auxquels nous serons confrontés demain. Cependant, plusieurs interrogations quant à son utilité et à sa mise en œuvre émergent aujourd’hui, sur des aspects aussi bien techniques économiques, que réglementaires.

En effet, si les technologies de stockage présentent a priori de nombreux avantages, il faut dans un premier temps distinguer les « technologies d’avenir » et celles qui s’apparentent plus à de la science-fiction. Il s’agit de déterminer quelles technologies seront les mieux adaptées au système électrique français, quelles utilisations seront faites de ces technologies mais également si leurs moyens de rémunération seront suffisants pour les intégrer dans un modèle économique.

D’un point de vue économique, l’introduction du stockage de l’énergie viendrait complètement modifier le paysage énergétique, ainsi que son le modèle économique très actuel. Aujourd’hui, n’est produite et négociée sur les bourses de l’énergie que l’électricité qui va être consommée dans l’heure suivante ou le lendemain. Ce déséquilibre de l’équation « production = consommation » induit par le stockage ne sera pas sans effet sur les prix de l’énergie et la mise en place du stockage nécessitera une refonte au moins partielle du système économique, sans compter l’impact sur les tarifs de l’énergie. La question sous-jacente étant de savoir si le stockage est une technologie rentable et, le cas échéant, à qui elle profite.

Enfin, la mise en place d’une nouvelle réglementation pour accompagner le développement du stockage paraît indispensable dans ce contexte. Cette adaptation de la réglementation doit inévitablement se faire en amont de la mise en place des systèmes de stockage afin d’anticiper au mieux leur arrivée et leurs impacts sur le système actuel.

La problématique liée au stockage de l’électricité pourrait donc se résumer ainsi : Quelle(s) technologie(s) doit-on implanter à quel endroit, à quel coût et avec quelle réglementation ?

Pour répondre à cette question, ce rapport s’articulera en 4 parties :

en premier lieu, une analyse de tous les services que pourrait apporter le stockage au système électrique français ;

ensuite, une présentation des technologies existantes qui aboutira sur une comparaison des caractéristiques techniques et sur une synthèse des technologies les mieux adaptées aux principaux services ;

puis nous proposerons quelques évolutions réglementaires nécessaires au bon développement de la filière du stockage en France;

enfin, nous proposerons un scénario économique d’implantation du stockage à horizon 2030 en précisant les capacités attendues pour chaque technologie et les valorisations possibles.

La démarche pour cette étude toute particulière qui s’appuie sur des bases techniques pour aboutir à un scénario économique n’a pas nécessité l’utilisation d’outils particuliers. Une longue analyse de l’état de l’art, une bonne maîtrise d’Excel, ainsi des entretiens avec des acteurs majeurs :

Joseph Maire, directeur technique du programme Smartgrids Yves Barlier, délégué Management d’Énergie et Jean Lacoste, attaché Fonctionnement des Systèmes Électriques pour EDF SEI

Christophe Arnoult, chef du projet NICE GRID pour ERDF Michael Lippert, directeur marketing pour SAFT

nous ont permis d’atteindre les objectifs fixés.

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Figure 1 – Pointe journalière du 28/11/2012 (demi-saison) Source : RTE

Etude des services apportés par le stockage au système français

Préambule

Aujourd’hui, au-delà du coût des technologies, l’heure est à la recherche de rentabilité économique. Pour bien comprendre pourquoi on cherche à développer le stockage de l’électricité, il faut commencer par déterminer les voies possibles de valorisation de cette filière, ainsi que les acteurs qui y trouveront des bénéfices. Il est donc nécessaire de raisonner par services : identifier dans un premier temps les problématiques du système actuel, pour déterminer les acteurs concernés et les services que leur apporterait le stockage, avant de rechercher la technologie qui permettrait d’y répondre au mieux.

Sur le plan technique, le stockage de l’électricité aurait quatre effets majeurs sur le système de production, de transport et de distribution de l’électricité en France :

le lissage de la charge, le secours, le maintien voire l’amélioration de la qualité d’alimentation, l’intégration d’énergies renouvelables intermittentes.

Mais derrière chacun de ces effets majeurs se cachent des services nombreux et variés, aux voies de valorisations multiples et spécifiques à chaque type d’acteurs qu’il est essentiel de bien cerner.

I. Le lissage de la courbe de charge

1. Caractéristiques de la courbe de charge La courbe de charge correspond à l’évolution de la consommation d’électricité au cours d’une période donnée. Les caractéristiques primordiales de l’électricité sont son caractère saisonnier et fortement aléatoire (température, luminosité, facteurs macroéconomiques). L’analyse des courbes de charge conduit rapidement à constater des pointes de consommation d’électricité. Il existe plusieurs pointes de consommation d’électricité, selon la période et la zone observée :

La pointe journalière (ou pointe synchrone nationale) : la consommation électrique est maximale à 19 heures en hiver (hors week-end) mais également le matin, à l’ouverture des commerces et des bureaux. Des habitudes différentes en été décalent la pointe journalière vers 13 heures.

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Figure 2 – Pointe journalière du 21/06/2012 (été)

Source : RTE

La pointe saisonnière : lorsqu’on suit l’évolution de la consommation annuelle en France, on observe une pointe saisonnière en raison du fort équipement des foyers en chauffages électriques.

Les pointes locales, qui peuvent être indépendantes de la pointe synchrone nationale et correspondre à des modes de vies régionaux.

Ainsi, la consommation d’un jour d’hiver peut atteindre des sommets, comme l’a montré la journée du 8 février 2012, avec un pic de consommation à 102 GW sur le territoire.

Les records de consommation sont donc logiquement atteints lorsque la pointe journalière se superpose à la pointe saisonnière, elle-même accentuée par une vague de froid exceptionnelle.

Le système électrique français doit donc pouvoir faire face à ces différentes sollicitations et capable de produire et d’acheminer de l’électricité en quantités variables. Pour cela, la France dispose de moyens de production variés, adaptés aux différentes périodes de production et de consommation :

la période de base ou « de ruban » correspond à l’électricité produite et consommée toute l’année et en permanence (7 jours/7 et 24 heures/24) ;

la période de semi-base correspond à l’électricité produite en complément de la production de base lorsque la consommation augmente en hiver (durées moyennes) ;

la période de pointe correspond à l’électricité produite pour réponde aux pics de consommations d’électricité, lors des périodes les plus chargées de l’année. Ces pics de consommation hivernaux, au nombre de quelques dizaines ou quelques centaines d’heures par an, ont généralement lieu vers midi et vers 20 heures.

Nous verrons plus loin quelles filières sont utilisées dans chaque période de production.

Figure 3 - Exemple de cycle annuel de la courbe de charge Source : RTE

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2. Les grandes problématiques actuelles liées à la pointe

a. Volatilité des prix de l’électricité sur les marchés de gros En plus des problématiques historiques liées à l’évolution de la consommation, le recours croissant à des solutions de production intermittentes d’électricité, éolien principalement, constitue une source de fragilité supplémentaire.

Avec ce type de solution, les fluctuations de production, dictées par les aléas météorologiques, sont indépendantes de la consommation. Il faut donc gérer des situations nouvelles : surproduction d’électricité en période de faible consommation, moyen de production sur lequel on ne peut pas compter en période de pointe. La volatilité accrue des prix de l’électricité est un indicateur de ces tensions. Le 8 février 2012, un pic de 102 GW de consommation atteint en France a porté ponctuellement à 2 000 € le prix du MW sur des marchés. A l’inverse, des épisodes de prix négatifs à -500 €/MWh ont été observés en Allemagne en 2010, causés par des surplus de production éolienne. La France a connu ses premiers prix négatifs en décembre 2012.

b. Dimensionnement des installations et capacités de production

Comme l’électricité ne se stocke pas en grande quantité à l’heure actuelle, la production doit toujours être égale à la consommation et doit nécessairement s’adapter à l’évolution des besoins de la consommation d’électricité. C’est pourquoi les capacités de production doivent être excédentaires en période de base et de semi-base, pour permettre de faire face à des « chocs » (demande exceptionnellement haute ou défaillance de moyen de production), sans trop dépendre des importations.

A l’heure actuelle, les filières de production sont utilisées par ordre croissant de coûts marginaux :

la production de base est assurée par le nucléaire et l’hydraulique « au fil de l’eau » ; la production de semi-base est assurée par la production hydraulique modulable

(barrage de retenue et STEP) et le parc thermique à flamme ; la production de pointe est également assurée par l’hydraulique modulable et

surtout par les centrales thermiques, notamment par des turbines à combustion au fioul, mobilisables très rapidement.

c. Coût élevé de la production de pointe La production de pointe est actuellement réalisée principalement par le démarrage de centrales de type thermique à gaz ou à fioul qui ont l’avantage d’être flexibles et donc d’avoir un temps de réponse très court. Cependant, ces filières de production électrique sont chères, d’une part, parce qu’elles ne sont utilisées qu’en période de pointe, rendant difficile le retour sur investissement et, d’autre part, parce qu’elles ont des coûts marginaux élevés.

Le principe du merit order est de faire appel aux différentes filières de production d’énergie par ordre de coûts marginaux croissants :

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Les coûts marginaux correspondent aux coûts nécessaires à la production d’une unité supplémentaire. Il ne prend donc pas en compte les coûts fixes, mais essentiellement le coût du combustible et le coût du CO2.

Ainsi, on fait d’abord appel aux énergies dites fatales : énergies renouvelables dont le coût marginal est nul, puis hydraulique au fil de l’eau. Ensuite intervient le nucléaire dont les coûts marginaux ne dépassent pas les 10 €/MWh. On trouve ensuite le gaz puis le charbon : l’ordre entre ces deux filières dépend des cours du CO2, du charbon et du gaz, très volatiles. Ainsi en 2010, on avait des coûts marginaux de l’ordre de 38 €/MWh pour le gaz et de 41 €/MWh pour le charbon, mais en 2011, l’ordre s’est inversé (58 €/MWh pour le gaz contre 47 €/MWh pour le charbon). (Source Commission Energies 2050 à partir d’hypothèses de l’OCDE-AIE WEO 2011)

La production de pointe de type TAC au fioul est quant à elle beaucoup plus chère (de l’ordre de 100 €/MWh), pour diverses raisons : un cours du fioul domestique extrêmement élevé, une technologie dégageant beaucoup de CO2 et un facteur de charge très faible. La loi NOME a pris en compte les réticences des producteurs à investir dans ces installations de production de pointe et décidé de mettre en place dès 2015 un marché de capacité, qui repose sur une obligation des fournisseurs d’électricité de contribuer à la sécurité d'approvisionnement, en fonction des caractéristiques de consommation de leurs clients.

d. Fortes émissions de CO2 en période de pointe D’une manière générale, les émissions de CO2 dues à la production d’électricité dépendent de la technologie de production. On montre ci-dessous le contenu en CO2 de l’électricité produite en France continentale et injectée sur le réseau en fonction des filières :

Tableau 1 - Contenu en CO2 de l'électricité produite en France continentale et injectée sur le réseau Source : DGEMP

Énergies utilisées Émissions de CO2 (g/kWh)

Énergie nucléaire 0

Énergies fossiles - centrales charbon - cycles combinés au gaz naturel - cogénération au gaz naturel (moyenne turbines à combustion, moteurs) - turbines à combustion au gaz naturel - centrales au fioul lourd

953 365 322 602 830

Énergies fatales - gaz de hauts fourneaux - biomasse, biogaz

0 0

Figure 3 - Merit order en Europe

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Autres énergies (renouvelables) - hydroélectricité - éolien - photovoltaïque - géothermie

0 0 0 0

L’électricité issue d’énergies fossiles est, comme on pouvait s’y attendre, la seule à émettre du CO2 dans son procédé de production. De fait, la sollicitation des moyens de production fossile pour la semi-base et la pointe entraîne une augmentation des émissions de CO2, notamment lors de périodes de forte consommation.

3. Les services apportés par le stockage

a. Pour les producteurs : arbitrage sur les marchés de l’énergie

La première voie de valorisation du stockage de l’électricité est l’arbitrage sur les marchés de l’énergie. En effet le stockage permet à un producteur de bénéficier d’un gain en flexibilité grâce auquel il peut choisir d’injecter sur le réseau l’électricité lorsque son prix est élevé, ou au contraire d’en soutirer lorsque son prix est bas.

Ainsi, le producteur peut stocker une partie de sa production en période de base, plutôt que de la vendre à bas prix, et décharger sa batterie en période de pointe pour vendre cette électricité à prix élevé..

b. Pour les producteurs : optimisation du dimensionnement de leurs installations

Si les producteurs pouvaient stocker l’électricité produite en période de base par les filières nucléaires, hydrauliques ou même renouvelables, et injecter cette énergie stockée en période de pointe, on pourrait limiter l’appel aux centrales thermiques comme l’illustre l’exemple du lissage de la courbe de charge pour la journée du 20 novembre 2012 :

Figure 6 - Courbe de charge du 20/11/12 (France) Source : RTE

Figure 5 - Arbitrage sur les marchés de l'énergie Source : ENEA Consulting

Heures creuses Prix bas

Heures de pointe Prix élevés

Heures creuses Prix bas

Production réelle

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Ainsi, le stockage permettrait aux producteurs de limiter les investissements dans de nouvelles centrales thermiques de pointe ou dans le renforcement des centrales existantes.

A court terme, ces deux types de solutions compensatoires s’avèreront complémentaires. Les centrales thermiques flexibles gagneraient en effet à être couplées à des solutions de stockage : le fonctionnement des turbines en régime partiel affecte leur rendement ; par ailleurs, des démarrages et arrêts trop fréquents impactent leur durée de vie.

c. Pour les producteurs : anticipation des futures obligations de capacités

La mise en place du marché de capacité en 2015, permettra aux producteurs de toucher une rémunération sur leurs capacités de production dont la disponibilité et le caractère effectif ont été certifiées par le gestionnaire de réseau de transport. Ceci pourrait, certes, les inciter à investir dans des centrales thermiques, mais pourrait également les inciter à investir dans des solutions de stockage.

d. Pour les producteurs : optimisation des coûts de production en période de pointe

Toujours dû au fait que le stockage permettrait de moins recourir aux centrales thermiques, les producteurs pourraient ainsi réduire leurs coûts de production de pointe, actuellement très élevés pour plusieurs raisons :

coût du combustible (fioul) de plus en plus élevé ; prix de la tonne de CO2 élevé et voué à augmenter ; installations chères et peu rentabilisées dans l’année.

Le stockage, avec ses coûts marginaux faibles (pas de combustible, peu de frais d’exploitation, pas d’externalités) viendrait s’intercaler dans les premières positions du merit order, reléguant les centrales thermiques au fioul aux situations d’extrême pointe.

e. Pour les gestionnaires de réseau : sécurisation des prévisions d’équilibre d’offre / demande en optimisant les capacités de transport

Le stockage décentralisé pourrait être très utile aux gestionnaires de réseau pour peu qu’il soit positionné de manière stratégique, notamment dans des régions disposant de peu de centrales de production ou encore dans des régions ou l’on observe des pointes locales. En effet, à l’heure actuelle, les gestionnaires de réseau doivent constamment investir dans des infrastructures de transport capables de supporter des consommations d’extrême pointe. De grandes capacités de stockage dans de telles régions diminuerait fortement les besoins en infrastructures de transport longue distance.

Figure 7 - Profil hypothétique de la charge du 20/11/12 avec stockage

Profil hypothétique Stockage

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f. Pour les territoires : diminution des émissions de CO2 et prise de distance avec les énergies fossiles

Stocker l’électricité à faible contenu carbone en période creuse (à l’échelle du producteur ou du consommateur) pour l’utiliser en période de pointe permettrait de limiter les émissions de CO2 de la production électrique, et ainsi de s’inscrire dans la stratégie globale visant à parvenir à un mix énergétique décarboné. Dans le même temps, cela apporterait un gain en indépendance vis-à-vis des importations de combustibles fossiles, et donc en sécurité de l’approvisionnement énergétique.

g. Pour les producteurs : anticipation des risques économiques moyen et long terme (augmentation du prix des énergies fossiles et du CO2)

Selon le type de scénario envisagé pour les années à venir, la limitation des émissions de CO2 et de l’utilisation de combustibles d’origine fossile grâce au stockage peut profiter aux producteurs. En effet, dans un scénario de rupture ou le prix de la tonne de CO2 serait de 150 $, associé à un prix du baril lui aussi très élevé (peut-être 200 $), le stockage pourrait devenir plus intéressant que la production thermique de pointe.

h. Pour les consommateurs : mise en place d’un optimum économique à leur consommation d’électricité

Le consommateur particulier qui serait équipé d’une solution de stockage à domicile pourrait emmagasiner de l’électricité en période creuse pour ensuite l’injecter dans son circuit domestique pendant les heures de pointes et ainsi réaliser des économies sur sa facture énergétique.

Au niveau industriel, de nombreux procédés contiennent des étapes consommatrices d’énergie qui pourraient se prêter à du stockage d’utilité. L’intérêt, du fait des faibles variations dans les coûts de l’énergie, était jusqu’alors relativement faible, voire inexistant. Aujourd’hui cependant, il est possible d’utiliser ce potentiel comme levier d’efficacité économique et de flexibilité opérationnelle. Le procédé le plus emblématique est probablement le stockage d’air comprimé au cœur du fonctionnement d’une turbine à gaz : ce sont les CAES. Mais c’est un principe qui peut s’appliquer à nombre de procédés mettant en jeu de l’électricité.

Bien que ces solutions de stockage ne correspondent pas à du stockage d’électricité, il s’agit bien de stockage d’énergie, qui permet d’agir sur les profils de consommation d’électricité et participe à la maîtrise de la demande.

i. Pour les consommateurs : génération de revenus d’effacement grâce aux dispositifs actuels et anticipation de la mise en place du marché de capacité

Le stockage intégré aux procédés industriels aurait d’autres avantages économiques. En effet, outre l’optimisation économique de la consommation d’énergie que l’on vient d’évoquer, il permettrait au consommateur industriel de générer des revenus d’effacement sur les marchés de l’énergie, mais également des revenus de capacité dès 2015. Tous ces mécanismes incitatifs pourraient ouvrir la voie à un vrai développement de ce type de comportements.

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II. Le secours

1. La sûreté du réseau électrique français

a. Définition

La maîtrise de la sûreté de fonctionnement du système électrique est au cœur des responsabilités confiées par la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 (aujourd’hui transposée dans le code de l’énergie) aux gestionnaires de réseau. Elle se définit comme l’aptitude à :

assurer le fonctionnement normal du système électrique ; limiter le nombre d’incidents et éviter les grands incidents ; limiter les conséquences des grands incidents lorsqu’ils se produisent.

Une telle définition pousse à définir les conséquences inacceptables des incidents, à identifier les événements initiateurs et à définir des parades permettant de limiter les risques.

b. Les causes possibles de défaillance Les causes primaires de défaillance du réseau sont la perte d’une unité de production ou d’une infrastructure majeure de transport, que l’on peut imputer à :

des aléas météorologiques souvent peu prévisibles et qui peuvent induire des perturbations notables : courts circuits, déclenchements de groupes de production ;

des pannes et des agressions extérieures ; des erreurs humaines ; des fluctuations de consommation.

En France et sur le réseau public de transport d’électricité, la règle du « N-k » avec k supérieur strictement à 1, prévoit que la viabilité du réseau électrique après la perte de k éléments (groupe de production ou ligne). Néanmoins, le cumul de plusieurs défaillances peut générer des incidents de grande ampleur, en engendrant des phénomènes qui se succèdent ou se conjuguent tout au long de l’incident des surcharges en cascade, l’écroulement de tension et/ou de fréquence ou encore la rupture de synchronisme.

2. Le stockage comme solution de secours Le stockage peut à plusieurs niveaux servir de solution de secours pour éviter l’apparition d’incidents de grande ampleur. En effet, directement couplé à une unité de production, le stockage peut permettre de pallier un déclenchement dangereux et d’aider au redémarrage rapide. Ainsi, selon les besoins et la crédibilité économique, des systèmes de stockage de capacité plus ou moins importante peuvent être couplés aux unités de production jugées les plus sensibles.

Mais le stockage peut aussi servir de secours incorporé à d’autres niveaux du réseau électrique :

des solutions de stockage massif peuvent être implantées dans des zones comme la Bretagne ou la région PACA, facilement sujettes à des incidents massifs du fait de leur faible densité en unités de production. Dans ces régions, très sensibles aux défaillances des lignes de transport HT, des solutions de stockage massif permettraient de pallier des incidents de saturation ou de rupture de ces lignes ;

au niveau du réseau de distribution, le stockage pourrait éviter des coupures.

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On montre ci-dessous l’apport du stockage à la dynamique des systèmes insulaires, sur l’exemple de la Guadeloupe :

On constate que le stockage permet d’éviter le délestage de consommation en cas de perte de groupe. On rappelle que le délestage de consommation consiste à couper l’alimentation d’un groupe de consommateurs pour éviter une baisse trop forte de fréquence qui engendrerait un effondrement du réseau (les seuils de délestage sont fixés en métropole comme suit : 49 Hz, 48,5 Hz, 48 Hz, 47,5 Hz avec, à chaque stade, un délestage de 20 % de la consommation totale). Le stockage permet donc aux gestionnaires de réseaux de reporter les investissements de renforcement de réseau.

III. Qualité de l’alimentation

1. La qualité du réseau aujourd’hui

a. Comment définir la qualité de l’électricité ? On peut estimer la qualité d’un réseau électrique selon trois critères différents :

la continuité de l’alimentation, corrélée aux coupures d’électricité ; la qualité de l’onde de la tension, dégradée par les phénomènes qui perturbent le

fonctionnement des appareils électriques ; la qualité de service, estimée selon les relations avec les gestionnaires de réseau.

Rappelons que le réseau électrique français fonctionne en courant alternatif, l’onde de la tension se présente donc sous forme de sinusoïde de fréquence et d’amplitude constantes, respectivement 50 Hz et 230 V ou 400 V (monophasé ou triphasé) en France. En réalité, on observe des variations permanentes de la fréquence et de l’amplitude, avec parfois des écarts significatifs par rapport aux valeurs de référence. De trop grands écarts par rapport à l’onde de référence peuvent entraîner des dysfonctionnements importants du matériel électrique voire des dégâts matériels sur les appareils.

Figure 8 - Comportement en fréquence du réseau de Guadeloupe sur perte de groupe (Source EDF)

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Figure 9 : Profil de l'onde de tension électrique et perturbations possibles Source : CRE

Le profil de l’onde de tension et les différentes perturbations qui peuvent l’affecter sont représentés ci-dessous :

b. La qualité de l’électricité en France

La mesure de la qualité du réseau se fait essentiellement grâce au calcul de la durée moyenne annuelle de coupure. Si la qualité d’électricité est globalement d’un niveau satisfaisant, on enregistre néanmoins une variabilité importante de celle-ci ces dernières années, comme le prouvent les coupures récurrentes en Bretagne ou en région PACA.

Outre l’augmentation de cette durée moyenne de coupure, qui correspond à une dégradation globale de la qualité d’alimentation, on note depuis quelques années de plus en plus de coupures en hiver.

Source : CRE

2. Les voies d’amélioration grâce au stockage

a. Pour les consommateurs Le stockage pourrait résoudre plusieurs problèmes liés à la continuité d’alimentation. En effet, certaines technologies de stockage ont des délais de réaction inférieurs à la période de l’onde de tension (< 20 ms) : elles sont donc capables de prendre le relais très vite en cas de dysfonctionnement afin d’éviter des coupures non-programmées. Le consommateur serait ainsi assuré d’une alimentation stable et continue.

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b. Pour les gestionnaires de réseau De plus, si on considère une implantation répartie des systèmes de stockage sur l’ensemble du réseau électrique, la possibilité d’agir ou de réagir localement serait grandement facilitée : on pourrait ainsi éviter des coupures prolongées comme on peut en expérimenter en hiver depuis quelques années.

Cela permettrait également d’éviter la dégradation des appareils électriques et de répondre aux exigences réglementaires de stabilité du réseau dans les zones non-interconnectées : en effet, la gestion des congestions ponctuelles (dues aux EnR par exemple) serait plus simple grâce à la capacité de soutirage en cas de surproduction d’électricité par des EnR.

La flexibilité apportée par les dispositifs de stockage réside également dans leur capacité à absorber ou restituer de la puissance réactive pour participer au réglage de la tension et à fournir des réserves de puissance réactive dans le cadre du réglage de la tension.

IV. Aide à l’intégration des EnR

1. Les enjeux liés aux EnR et les problèmes rencontrés aujourd’hui

Aujourd‘hui, de nombreuses incitations au développement des énergies renouvelables émergent dans le cadre de la décarbonisation de l’énergie et des objectifs « 3 x 20 ». Or, certaines énergies renouvelables sont par définition des énergies intermittentes, dont la pertinence est remise en cause dans le système électrique actuel : elles ne répondent pas aux critères de stabilité, fiabilité et de sécurité.

Cette intermittence, peu contrôlable, ne permet pas de prévoir avec précision quand et en quelle quantité la production aura lieu : il faut associer cette incertitude à la capacité limitée des lignes et des postes de transformation. Il faudrait alors envisager la construction de nouvelles lignes de transport et de distribution pour éviter une saturation du réseau, mais cela représenterait environ dix années de travaux et de nombreuses plaintes de la part des populations.

Compte-tenu de ce manque de fiabilité, de stabilité, etc., les EnR ne participent pas au réglage de la fréquence. Aujourd’hui, les EnR sont également incapables de proposer des réserves primaires pour stabiliser la fréquence, même si cela représentait un intérêt économique (la rémunération proposée pour les réserves primaires est bien plus faible que le tarif d’obligation d’achat des EnR). Une incitation à l’innovation technique serait peut-être de baisser le tarif de rachat des EnR et augmenter celui des réserves primaires.

En outre, si les EnR émettent très peu voire pas du tout de gaz à effet de serre, les centrales d’appoint utilisées pour compenser leur variabilité sont fortement émettrices de CO2.

Contrairement au modèle classique des réseaux électriques, qui acheminent l’électricité produite de façon centralisée et unidirectionnelle (production consommation), les EnR sont majoritairement « décentralisées » : le meilleur exemple étant l’installation de panneaux photovoltaïques à échelle des particuliers. Avec les obligations actuelles de rachat de l’électricité produite par les EnR, une surproduction implique aujourd’hui une réinjection de ce surplus d’énergie sur le réseau et nécessite donc un fonctionnement bidirectionnel de ces réseaux électriques pour assurer la mutualisation des productions décentralisées.

2. Services apportés par le stockage

a. Pour les producteurs d’énergies intermittentes En utilisant les solutions de stockage en soutien direct des grandes unités de production d’EnR, les

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producteurs pourront compenser les variations aléatoires des énergies intermittentes et assurer un niveau de puissance disponible suffisant, tout en s’affranchissant des moyens de production de compensation, fortement émetteurs de CO2. Ils pourraient ainsi participer au futur marché de capacité, voire se proposer comme réserves primaires d’énergie.

D’un point de vue économique, le stockage permettrait aux producteurs de rentabiliser leurs infrastructures mais également d’atteindre un niveau de compétitivité comparable voire supérieur aux énergies traditionnelles. En effet, grâce au stockage, les producteurs gagneront en flexibilité et auront par exemple la possibilité de réinjecter leur énergie sur leur réseau quand ils le « souhaitent », afin de maximiser leurs profits. On peut notamment penser à un stockage pendant les heures creuses et une réinjection pendant la pointe.

b. Pour les consommateurs Le point de vue des consommateurs est double : ils peuvent se poser en consommateurs purs ou en producteurs décentralisés.

En tant que consommateurs purs, on peut envisager le cas où tous les particuliers possèdent une solution de stockage chez eux : ils pourraient emmagasiner de l’énergie en période creuse pour ensuite la réutiliser pendant les heures de pointes et ainsi réaliser des économies sur leur facture énergétique.

L’intérêt est plus grand pour des consommateurs qui intègrent des unités locales de production d’EnR (consommateurs industriels ou particuliers). En effet, l’autosuffisance énergétique apportée par l’investissement dans les EnR, couplées au stockage, permettrait aux différents consommateurs de réduire leur facture énergétique mais également de mieux gérer leur consommation. Pour les consommateurs particuliers, on peut imaginer une solution de stockage placée en soutien direct de l’unité de production afin de revendre directement le surplus d’énergie généré. Le stockage pourrait, également, être utilisé pour charger les véhicules électriques la nuit à partir de la production photovoltaïque excédentaire.

c. Pour les gestionnaires de réseau Le stockage représente une solution indispensable à la gestion de la pointe, notamment locale, et faciliterait l’intégration des énergies intermittentes au réseau. On peut raisonnablement penser qu’il est préférable de renforcer le réseau en investissant dans des solutions de stockage, faciles à implanter, à déplacer et à dispatcher sur la totalité du réseau, plutôt que de construire de nouvelles lignes, trop onéreuses et sujettes à polémiques.

d. Pour les territoires Pour les territoires, les enjeux énergétiques sont forts : il s’agit de répondre aux exigences fixées par les objectifs « 3 x 20 », à savoir d’ici 2020 :

réduire de 20 % les émissions des gaz à effet de serre ; porter à 20 % la part des EnR dans la consommation énergétique européenne ; améliorer de 20 % l’efficacité énergétique.

Dans ce contexte, le stockage apparaît comme une solution à privilégier pour atteindre ces différents objectifs et serait un véritable accélérateur du développement des EnR. Ces développements parallèles du stockage et des EnR permettrait donc d’assurer la sécurité du réseau et de réduire la dépendance aux énergies fossiles, et garantirait la crédibilité de la politique énergétique sur le plan environnemental.

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Synthèse Pour conclure, le stockage de l’électricité pourrait rendre de nombreux services au système :

Pour les producteurs disposant d’installations de production dispatchables :

mettre à profit le stockage comme outil d’arbitrage sur les marchés de l’énergie optimiser le dimensionnement de ses installations en couplant production et stockage optimiser les coûts de production de l’électricité en période de pointe anticiper les futures obligations de capacité se prémunir contre les risques économiques moyen et long terme (augmentation du prix des

énergies fossiles et du CO2).

Pour les producteurs disposant d’installations de production intermittentes

anticiper les contraintes réglementaires sur l’obligation de stockage pour les producteurs intermittents (notamment dans les zones insulaires)

consolider leur puissance installée dans l’optique de participer au futur marché de capacités développer les synergies technologiques entre moyens de productions intermittents et stockage

d’énergie pour accroître leur compétitivité.

Pour les gestionnaires de réseau :

sécuriser les prévisions d’équilibre d’offre / demande en optimisant les capacités de transport optimiser ses infrastructures en reportant les investissements de renforcement du réseau intégrer la production d’énergie intermittente en s’assurant d’une fourniture stable d’électricité augmenter la part des EnR dans les zones non-interconnectées sans dégrader la stabilité du

système électrique contribuer à la sécurité et la qualité de la fourniture d’électricité aux consommateurs disposer de services système plus efficaces mettant à profit les performances des moyens de

stockage.

Pour les consommateurs :

trouver un optimum économique à leur consommation d’énergie en intégrant le stockage au cœur de leur activité et de leurs procédés

générer des revenus d’effacement grâce aux dispositifs actuels et anticiper la mise en place du marché de capacités

sécuriser leur approvisionnement en électricité et s’assurer de la qualité d’alimentation pour leurs installations.

Pour les territoires :

sécuriser l’approvisionnement énergétique du territoire et diminuer sa dépendance aux énergies fossiles

générer le consensus autour d’une politique énergétique cohérente sur le plan environnemental intégrer le stockage d’énergie comme composante d’une stratégie de développement des

énergies intermittentes créer un tissu industriel sur un secteur innovant et en pleine émergence.

Nous avons parcouru l’essentiel des services que pourrait rendre le stockage au système, qu’ils soient économiques ou sociétaux. Ces services justifient les investissements importants dans la recherche et le développement mis en jeux à l’heure actuelle. La question est de savoir si ces technologies à l’état de recherche (ou déjà commercialisées pour certaines) seront capables de rendre ces services. Nous allons donc étudier maintenant les caractéristiques techniques des différentes technologies pour déterminer lesquelles sont les plus adaptées à chaque besoin.

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Étude comparative des technologies de stockage

Préambule Pour être stockée, l’électricité doit subir plusieurs étapes de transformation. Il existe cinq formes de stockage d’électricité, pour lesquelles les différentes transformations sont précisées ci-dessous :

Transformation 1 Stockage d’énergie

Transformation 2

Electrochimie-Accumulateurs Réaction

électrochimique Potentiel

électrochimique

Réaction électrochimique

inverse

Stockage électrochimique /

chimique Hydrogène Electrolyse de l’eau Hydrogène Pile à combustible

Inertie -Volant d’inertie Moteur entraînant

un disque Energie cinétique

de rotation

Alternateur récupérant l’énergie

cinétique

Stockage mécanique

Gravitaire - STEP (Station de Transfert d’Energie par Pompage)

Pompage Energie

potentielle gravitaire

Turbinage

Air comprimé - CAES (Compressed Air Electricity Storage)

Compression Air comprimé Turbinage

Nous allons dans un premier temps présenter les différentes technologies de stockage en les classant en fonction de leur échelle d’usage. Nous comparerons ensuite leurs caractéristiques techniques et leurs coûts, pour enfin faire une synthèse des technologies les plus adaptées à chaque application.

I. Présentation des technologies de stockage stationnaire d’électricité

1. Moyens de stockage à petite échelle On parle de moyens de stockage à petite échelle lorsqu’ils sont destinés à être implantés au niveau du consommateur, ou être couplés à des systèmes de production intermittente de faible puissance. On classe dans cette catégorie les technologies ayant de petite capacités en énergie, et donc plutôt dimensionnées en puissance, avec des constantes de temps faibles.

a. Super-condensateur

Le super-condensateur permet de stocker de l’énergie électrostatique. Il est constitué de 2 électrodes poreuses plongées dans un électrolyte et séparées par un séparateur laissant circuler les ions mais pas les électrons. L’électrolyte et les électrodes interagissent et induisent la formation spontanée de deux couches de charges aux interfaces, l’une positive et l’autre négative.

Ces super-condensateurs ont des temps de réponse très courts et permettent principalement le lissage des creux de tension. Ce type de technologie peut servir de stockage stationnaire (par exemple couplé à des EnR) mais cela nécessite la mise en série d’un nombre important de super-condensateurs : ce n’est possible que s’il n’y a pas de contrainte d’encombrement.

Source : CEA

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b. Inductance Supra-conductrice (SMES : Superconductor Magnetic Energy Storage)

Ce système de stockage repose sur une bobine supraconductrice court-circuitée. Une fois court-circuité, ce système ne perd pas d’énergie grâce à l’absence de résistance. L’énergie y est stockée sous deux formes : électrique et magnétique (champ créé par la bobine parcourue par le courant).

Il s’agit d’une technologie fiable, dont le temps de réaction est très court et le rendement très élevé (il peut dépasser les 0,95) en raison des faibles pertes localisées uniquement au niveau des connexions et du convertisseur électronique de puissance.

Ces inductances supraconductrices ont des applications similaires aux super-condensateurs : lissage de creux de tension, amélioration de la qualité, etc. Elles sont cependant relativement chères, et nécessitent un processus cryogénique qui pénalise le bilan énergétique.

Figure 10 - Stockage super-capacitif Source : CEA

Figure 11 - Stockage inductif supra-conducteur Source : CEA

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c. Volant d’inertie Le stockage par volant d’inertie consiste à stocker de l’énergie cinétique. Un tel système est constitué d’une masse tubulaire en fibre de carbone fixée à un axe rotatif. Cette masse est entraînée par un moteur électrique en période creuse, pour charger le système en énergie cinétique. En période de décharge, cette énergie cinétique fait tourner un alternateur pour produire de l’électricité. Une fois lancée, la masse continue de tourner par inertie, à des vitesses pouvant atteindre les 16000 tr/min (l’enceinte sous vide et les paliers magnétiques assurent une absence de frottements).

Les volants d’inertie ont l’avantage de pouvoir être dimensionnés selon une application à des appels en énergie ou en puissance : un petite masse aura un temps de réponse court et donc une grande capacité en puissance et inversement. Utilisés principalement à petite échelle, les volants d’inertie ont l’avantage d’être réactifs, d’avoir une capacité en puissance importante et une grande durée de vie. Ces systèmes sont donc adaptés pour des applications de régulation ou d’amélioration de qualité (micro-coupures, coupures brèves, etc.). Ils sont notamment utilisés dans les transports (ferroviaire, aérospatial, etc.).

2. Moyens de stockage utilisables à petite et grande échelle Ces moyens de stockage ont la particularité de pouvoir être dimensionnés selon l’application, avec des temps de décharge pouvant être très courts ou très longs.

a. Batteries électrochimiques Les batteries sont des assemblages d’accumulateurs qui permettent de stocker l’énergie électrique issue de la circulation des ions entre anode et cathode à travers un électrolyte, et des électrons dans le circuit reliant les électrodes : lithium-ion, lithium-polymère, lithium-air, plomb-acide, nickel-cadmium, nickel-hydrure métallique, sodium-soufre, chlorure de sodium, etc.

Selon les matériaux utilisés dans les électrodes et dans l’électrolyte, on distingue différents types de batteries et de spécificités (capacité de puissance, d’énergie, durée de vie).

Figure 12 - Stockage inertiel Source : CEA

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Tableau 2 - Comparatif des différentes technologies de batteries Source : Avem

Pb Ni-Cd Ni-Mh Ni-Zn Zebra LMP Li-ion Li-Po LiFePo4 Li-air Wh/kg 40 60 90 80 120 110 150 190 110 1000

Durée de vie (cycles)

500 2 000 1 500 nc nc 1 800 1 000 2 000 2 000 nc

L’assemblage d’accumulateurs est ensuite relié à un circuit d’électronique de puissance pour fournir de l’électricité en courant alternatif, à tension et puissance choisies. L’avantage des batteries électrochimiques est qu’elles peuvent être dimensionnées selon l’usage souhaité : secours, stabilisation des réseaux, etc. Elles peuvent donc être implantées à petite ou grande échelle (Ni-Cd à Fairbanks, Alaska ou encore NaS au Japon, aux USA, etc.).

b. Batterie à circulation (Red-ox flow) La batterie à circulation est une batterie dont la spécificité est que les réactifs sont en solution dans deux électrolytes différents, un pour l’anode et un pour la cathode : ils sont donc stockés dans deux réservoirs séparés et circulent dans deux demi-cellules distinctes.

Les ions communs aux deux électrolytes peuvent circuler d’une cellule à l’autre à travers une membrane semi-perméable. Les électrolytes sont maintenus en permanence en circulation grâce à des pompes pour assurer le renouvellement des ions réactifs.

Le principal avantage de cette technologie est le découplage puissance/énergie : la capacité en puissance dépend du dimensionnement de la cellule tandis que la capacité en énergie dépend du volume des réservoirs d’électrolytes.

Figure 13 - Batterie électrochimique Source : CEA

Figure 14 - Batterie à circulation Source : CEA

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c. Stockage sous forme d’hydrogène

Le principe du stockage d’électricité sous forme d’hydrogène repose sur l’électrolyse de l’eau. Celle-ci est effectuée en heures creuses, quand l’électricité est peu chère, afin de décomposer l’eau en oxygène et en hydrogène. Ensuite, on comprime, liquéfie ou bien stocke sous forme d’hydrure métallique cet hydrogène. La transformation inverse, pour réinjecter de l’électricité sur le réseau à partir de l’hydrogène stocké, peut se faire grâce à trois procédés :

alimenter une pile à combustible, synthétiser du gaz naturel par méthanation pour ensuite alimenter une centrale à gaz ; utiliser l’hydrogène dans une centrale à gaz spécifiquement conçue à cet effet.

Ce système a pour avantage le fait que l’énergie et la puissance stockables sont découplées : la capacité en énergie stockable dépend de la taille des réservoirs (de quelques heures à plusieurs jours) tandis que la capacité en puissance dépend de l’électrolyseur.

Un inconvénient est que l’électrolyseur et la pile à combustible dégagent de la chaleur, entraînant potentiellement une perte d’énergie de 20 à 50 %. Une solution pour améliorer le rendement consisterait à valoriser cette chaleur dissipée.

3. Moyens de stockage à grande échelle Ces systèmes de stockage sont plutôt destinés à un fonctionnement au niveau du réseau ou de systèmes de production intermittente de « grande puissance » : éoliens, photovoltaïques, houlomoteurs, etc. Ce sont plutôt des systèmes ayant de grandes capacités en énergie, donc avec des constantes de temps plus élevées.

a. Stockage gravitaire : STEP Dans ce système de stockage, un réservoir d’eau appelé bassin supérieur permet de stocker de l’énergie potentielle gravitaire. En période de forte demande électrique, l’eau du bassin supérieur alimente une turbine reliée à un alternateur pour produire de l’électricité, pour terminer dans un bassin inférieur. En période creuse, où l’électricité est peu chère, la turbine réversible pompe l’eau de ce bassin inférieur pour l’acheminer vers le bassin supérieur.

Figure 15 – Stockage d'hydrogène Source CEA

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C’est la solution de stockage la plus mature à l’heure actuelle, et la plus répandue (4,3 GW de puissance installée en France). Malheureusement, les capacités hydrauliques d’un pays sont naturellement limitées, et dans le cas de la France, offrent peu de perspectives de développement.

De nouveaux types de STEP sont envisagés notamment sur les littoraux : la mer représente le bassin inférieur et un réservoir supérieur est installé sur la côte (ce sont les STEP marines).

b. Stockage par air comprimé : CAES (Compressed Air Energy Storage)

Durant les heures creuses, quand l’électricité est à bas prix, le compresseur comprime l’air pour le stocker dans des cavernes souterraines. Cet air comprimé est ensuite envoyé dans une chaudière puis dans une turbine pour produire de l’électricité grâce à un alternateur, selon le principe des centrales thermiques à gaz classiques.

Le rendement de ce type de système n’est pas très bon, autour des 0,5, mais reste meilleur que le rendement d’une centrale à gaz classique. De plus, une amélioration à l’étude aujourd’hui vise à rendre le cycle de charge/décharge adiabatique, en stockant la chaleur émise lors de la compression avant de la réinjecter au cours de la détente.

Figure 17 - Stockage par air comprimé Source : CEA

Figure 16 - Stockage gravitaire Source : CEA

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II. Comparatif des technologies de stockage stationnaire

Il existe aujourd’hui de nombreuses solutions de stockage plus ou moins matures à la disposition des acteurs du système. Il n’y a pas de solution qui soit meilleure qu’une autre de manière absolue, chacune est adaptée à des besoins différents. Il est donc nécessaire d’étudier en amont les spécificités de la solution de stockage qui permettront de répondre aux besoins de l’application.

Pour comparer les technologies de stockage, plusieurs aspects doivent être pris en compte :

En premier lieu, il est nécessaire de bien définir le cahier des charges définissant les spécifications techniques suivantes :

les capacités en puissance et en énergie : selon l’application, on devra opter pour une solution de stockage plutôt dimensionnée en puissance ou en énergie. De ce choix de dimensionnement dépend le temps de décharge (ratio énergie/puissance) :

le temps de réaction indique la réactivité du moyen de stockage ; la densité énergétique qui conditionne le volume et le poids du système ; le rendement ; la durée de vie (nombre de cycles de charge/décharge).

Ce cahier des charges technique permet notamment de déterminer si la solution de stockage doit être centralisée (solution à grande échelle) ou au contraire implantée de manière diffuse sur le réseau (solution à petite échelle).

Source CEA

Source ENEA Consulting

Figure 19 - Cartographie des systèmes de stockage selon leur temps de décharge et puissance typiques

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Le second critère entrant en ligne de compte est économique. Les solutions de stockage à l’heure actuelle sont encore chères en termes d’investissement, et ne peuvent rivaliser avec les solutions plus historiques comme les centrales thermiques. La viabilité économique d’une solution de stockage est une condition essentielle qui doit être démontrée préalablement à son installation. Deux critères économiques doivent donc être étudiés : les coûts d’investissements et les coûts opérationnels et de maintenance.

On trouve en page suivante un tableau comparatif des différentes solutions de stockage selon des critères techniques et économiques (nous ne présentons dans ce tableau que les technologies suffisamment matures pour potentiellement figurer dans notre scénario.

Un troisième point de comparaison important est le niveau de maturité des diverses solutions de stockage elles-mêmes, présenté ci-dessous :

Ainsi, les capacités de stockage installées aujourd’hui dans le monde sont essentiellement des STEP, des CAES et des batteries :

Figure 21 - Capacité mondiale installée pour le stockage d'électricité Source : Fraunhofer Institute, EPRI, EDF R&D

Figure 20 - Niveau de maturité des différentes technologies de stockage stationnaire d’électricité Source : Enea consulting

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Tableau 3 - Comparatif des technologies en termes techniques et économiques

Sources : CEA, DGEC, EPRI, Bernard Multon (ENS Cachan)

Technologie SMES Super

condensateur Volant

d’inertie Batterie

électrochimique Batterie à circulation

Stockage d’hydrogène

CAES STEP

Forme d’énergie Magnétique Electrostatique Mécanique Chimique Chimique carburant Mécanique Mécanique

Densité d’énergie (hors équipements annexes)

1 à 5 Wh/kg 2 à 10 Wh/kg 1 à 5 Wh/kg 20 à 120 Wh/kg 10 à 30 300 à 600

Wh/kg NA

1kWh/ pour une chute de

360m

Capacité Qq kWh Qq kWh Qq kWh à qq

10 MWh Qq kWh à qq

MWh

Qq MWh à qq 100 MWh

10 kWh à 10 GWh

10 MWh à 10 GWh

1 à 100 GWh

Puissance Qq kW à qq

MW Tension 2,5 V

Qq kW à qq 10 MW

Qq kW à 10 MW Qq MW 1 kW à 1 GW

10 MW (réservoirs) à 500 MW (caverne)

0,1 à 2 GW

Délai de réaction 8ms 3s 5ms 1ms 1ms 100ms 1 min 10 min

Cyclabilité 10 000 à 100 000

10 000 à 100 000

10 000 à 100 000

500 à 4 000 4 500 à 6 000

25 ans 11 000 11 000 à 18 000

Rendement électrique

0,8 0,8 à >0,9 0,85 à 0,95 0,7 à 0,8 0,65 à 0,9 0,30 à 0,50 0,5 0,65 à 0,8

Coût d’investissement par unité d’énergie (€/kWh)

500 à 72 000

10 000 à 20 000 150 à 2 000

(massif) 25 000 (composite)

Lithium : 500 à 1 500

NaS : 1 000 à 3 000

100 à 400 <500

50 à 80 (caverne) 150 à 200

(réservoirs)

70 à 150

Coût d’investissement par unité de puissance (€/kW)

100 à 500 300 300 à 3 000

Lithium : 650 à 1 500

NaS : 1 000 à 2 500

1 000 à 3 000

6000 500 à 1 000 600 à 1 500

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Synthèse : technologies les plus adaptées aux principaux services rendus au système Le tableau résulte de la confrontation des capacités en puissance et en énergie, des temps de réponse et des densités en énergie des technologies (tableau 3), avec les caractéristiques requises pour répondre aux différents besoins. Il ne prend pas en compte l’aspect économique (traité plus tard).

Tableau 4 - Technologies adaptées aux différents besoins

Application Puissance τ

décharge Energie

τ réponse

Centralisé / Décentralisé

STEP CAES H2 Batterie

NaS Batterie Redox

Batterie Li-ion

Volant d’inertie

Super capacité

SMES

Qualité du signal, stabilisation des réseaux

< 1 MW Sec < 0,2 MWh < 8 ms décentralisé

Réserve de puissance primaire

1 à 100 MW < 30 min 0,5 à 50

MWh < 30 s décentralisé

Stockage résidentiel 4 kW 6 h 24 kWh < 1min décentralisé 1

Lissage de la pointe industrielle

Qq MW 1 h Qq MWh < 1min décentralisé

Intégration des Enr Qq 10 MW 2 h QQ 10 MWh

< 1min décentralisé

Réserve de puissance secondaire

10 à 1000 MW < 30 mn 5 à 500 MWh

< 15 min centralisé 1 1

Réserve tertiaire > 10MW Qq h >10MWh < 13 min mix

Arbitrage prix 10 MW à 500

MW 6-10 h

0,06 à 5 GWh

< 30min mix

1 1 1

Secours 1 MW 24 h 24 min centralisé 1

1 1 1

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Proposition d’évolutions réglementaires Le contexte législatif et réglementaire actuel français comporte peu de dispositions sur le stockage d’électricité. Les zones insulaires ont déjà mis en place des réglementations pour encadrer son intégration dans les systèmes électriques mais de nombreuses évolutions sont à prévoir pour favoriser le développement du stockage en métropole.

I. La réglementation française actuelle

1. Les zones insulaires

Les territoires insulaires (Corse, Guadeloupe, Martinique, La Réunion, Guyane) sont des régions très favorisées en matière de conditions climatiques (soleil, vent) et ont donc beaucoup investi ces dernières années dans les moyens de production d’énergies renouvelables intermittentes. Ainsi, dans certains DOM, les 30% d’énergies intermittentes installées acceptables ont déjà été dépassés, comme le montre le graphe ci-dessous :

Figure 22 : Puissance intermittente acceptable vs. Puissance intermittente installée dans les zones insulaires

Source : EDF SEI

Afin d’éviter les déconnexions fréquentes dues à des surproductions d’énergies renouvelables, un appel d’offre a été lancé par le gouvernement français en 2010 : il porte sur la construction d’installations éoliennes dans les zones insulaires et prévoit notamment la mise en place de dispositifs de stockage d’électricité et de prévision de production associés à ces nouvelles installations. Un appel d’offre similaire a été lancé en 2011, portant sur le photovoltaïque et comportant également des conditions de stockage d’électricité et de prévisions journalières de production.

2. La situation métropolitaine

En France (et dans l’UE) l’exploitant d’un système de stockage doit s’acquitter de frais d’accès aux réseaux lors du soutirage puis de la réinjection de l’électricité stockée, ce qui pénalise la rentabilité des installations. Une analyse fine des conditions d’accès pourrait permettre l’élaboration d’une tarification mieux adaptée pour les injections ou les soutirages sur le réseau.

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D’après le Code de l’énergie, les dispositifs de stockage peuvent bénéficier d’un contrat d’obligation d’achat uniquement dans le cadre de l’injection sur le réseau et s’ils ne produisent pas à proprement parler de l’énergie. L’autoconsommation est également reconnue, mais n’est pas prise en compte dans ces contrats d’achat d’électricité. Il semble donc nécessaire de prendre ou de modifier certaines dispositions réglementaires vis-à-vis du stockage, afin de lui donner cadre propice à son développement.

II. Comment faire évoluer la réglementation française ?

Parmi les différents acteurs que nous avons interviewés au cours de ce projet, les avis se rejoignent plus ou moins sur les verrous réglementaires essentiels au développement du stockage. De surcroît, tous s’accordent à dire que l’objectif est de développer des comportements vertueux. Ainsi, nous avons pu dégager quelques points réglementaires nécessaires au développement du stockage.

1. Création du statut d’opérateur de stockage Le contexte de régulation européen actuel multiplie les acteurs au sein du système énergétique et limite le potentiel du stockage (réseau, producteur, fournisseur, distributeur, utilisateur). Actuellement, il n’existe pas de cadre régulateur clair et harmonisé pour le stockage et l’une des grandes problématiques de l’insertion du stockage dans le système électrique est de savoir qui peut potentiellement piloter le stockage. En effet, si un pilotage centralisé paraît être la meilleure solution pour gérer des solutions de stockage diffuses et pour obtenir un optimum économique global, on pourrait imaginer que les gestionnaires de réseau seraient les plus à même de remplir cette fonction. ERDF et/ou RTE pourraient donc être propriétaires ou exploitants des solutions de stockage implantées sur le réseau. Cependant, le code de l’énergie ne prévoit pas la possibilité pour les gestionnaires de réseaux d’investir dans des dispositifs de stockage, et ils n’auraient, en aucun cas, le droit de vendre l’électricité stockée. Afin de rentabiliser les unités de stockage, il faut mutualiser plusieurs services sur un même dispositif : RTE, ERDF pourraient uniquement être consommateurs de certains services, et les dispositifs de stockage pourraient par exemple appartenir aux producteurs, ou à des agrégateurs de stockage. Il faudrait néanmoins créer un statut spécifique pour les stockeurs, qui pourrait s’appliquer non seulement aux producteurs industriels, aux agrégateurs, mais également aux consommateurs. On peut également imaginer la création d’un statut d’agrégateur de stockage, qui agrégerait des capacités de stockage diffus telles que le stockage résidentiel. La régulation aurait donc pour rôle de définir un cadre au développement du stockage, et l’exploitant serait libre de gérer sa solution de stockage et de louer certains services aux gestionnaires de réseau par exemple, comme ce qui peut se faire actuellement chez les agrégateurs d’effacement. Sans la création de ce statut juridique d’opérateur de stockage, le développement du stockage sera difficile.

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2. Création d’un tarif d’autoconsommation

Nous avons mis en évidence dans la première partie le vif intérêt que suscite le stockage dans le cadre de la production intermittente, notamment si les dispositifs de stockage sont placés en soutien direct des unités de production d’EnR. Cet aspect concerne également les consommateurs particuliers qui peuvent installer des panneaux photovoltaïques. Grâce aux systèmes de stockage, un consommateur (particulier ou industriel) peut contrôler sa consommation d’énergie en décidant soit d’autoconsommer sa production d’EnR soit de la stocker en cas de surproduction. Cependant, compte tenu du niveau du tarif de rachat des énergies intermittentes, qui est plus élevé que le prix de l’électricité, il est plus intéressant pour le consommateur de réinjecter sa production d’EnR sur le réseau puis de racheter de l’électricité pour la consommer que d’autoconsommer sa production d’EnR, surtout quand la production et la consommation des foyers sont asynchrones. Ainsi, en instaurant un tarif d’autoconsommation, on inciterait les consommateurs non seulement à l’autonomie énergétique, mais on évite également des renforcements de réseau qui viseraient à supporter l’injection d’une trop forte production photovoltaïque ou éolienne. Néanmoins, nous n’utiliserons pas cette hypothèse dans nos scénarios, n’ayant aucune donnée précise relative à des tarifs d’autoconsommation.

3. Vers une production conventionnelle d’EnR

Grâce à l’intégration du stockage en soutien direct de la production d’EnR, les problèmes d’intermittence seraient en très grande partie résolus et les producteurs d’EnR pourraient être considérés comme des producteurs conventionnels. Ainsi, les tarifs d’obligation d’achat des énergies intermittentes pourraient être supprimés et les producteurs d’EnR auraient la possibilité de participer aux marchés de l’énergie, de capacité, au mécanisme ajustement, ou encore de se proposer comme réserve primaire ou secondaire. Par exemple, un parc éolien devrait pouvoir proposer 100 % de sa puissance en réserve primaire (donc obligatoirement grâce à un système de stockage).

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Vision prospective pour 2030

I. Mise en place des hypothèses

L’objectif de cette étude étant d’établir un scénario d’implantation du stockage à l’horizon 2030, il est important de commencer par se doter d’une vision réaliste de l’évolution de la situation sous plusieurs aspects :

situation d’offre/demande en France en 2030 ;

services valorisables ;

évolution des technologies (maturité, coût).

1. Hypothèses sur l’évolution de l’offre et de la demande

Pour fonder notre modèle économique sur des bases réalistes, nous sommes partis d’un travail prospectif réalisé par RTE : Bilan prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France.

Cette étude s’appuie sur quatre scénarios d’évolution de l’équilibre offre/demande : un scénario médian, un scénario consommation forte, un scénario nouveau mix et un scénario croissance faible.

Nous décidons de partir du scénario médian, qui se fonde sur les paramètres suivants :

Tableau 5 - Hypothèses prises en compte pour le scénario médian

Principales hypothèses pour le scénario médian Valeur

Taux de croissance annuel moyen du PIB en volume de sur la période 2011-2030. 1,75 %

Croissance démographique

Population en 2030 (millions) 68,5

Nombre de ménages en 2030 (millions) 32,3

Population active en 2030 (millions) 29,7

Efficacité énergétique en 2030 (TWh) 82,4

Part du nucléaire 63 %

Part des Enr 29 %

Interconnexions Capacités supplémentaires à l’export (GW) Capacités supplémentaires à l’import (GW)

6 7

Ces hypothèses posées, RTE a développé tout le scénario médian d’équilibre offre/demande pour la France en 2030.

En particulier, on note les éléments suivants qui pourront servir dans notre propre étude :

29

Tableau 6 - Paramètres d'Offre/demande issus du scénario médian

Paramètres d’Offre/demande Valeur

Demande

Demande totale annuelle (TWh) 540

Dont Industrie 130

Offre Offre éolienne offshore (GW) Offre éolienne terrestre (GW) Offre photovoltaïque (GW) Capacités supplémentaires nécessaires en moyens de pointe (GW) Renforcement du réseau de transport (G€) (source UFE) Renforcement du réseau de distribution (G€) (source UFE)

5

25 20

11,5 40

100

2. Hypothèses sur les services valorisables

Comme nous l’avons montré dans la première partie de ce rapport, le stockage pourrait rendre de nombreux services aux producteurs, aux gestionnaires de réseaux, aux consommateurs résidentiels comme industriels et plus généralement à la société. Néanmoins, tous ces services ne sont pas valorisables, c’est-à-dire qu’ils ne donnent pas tous lieu à une rémunération du stockeur. Or ce point est bien essentiel pour un éventuel développement du stockage en France.

Aujourd’hui, comme nous l’avons expliqué dans la partie sur les modèles réglementaires, la France n’a pas encore mis en place les outils juridiques et législatifs nécessaires à l’implantation du stockage. Néanmoins, à condition que la réglementation évolue dans ce sens, certains mécanismes existants aujourd’hui permettraient de valoriser certaines applications.

Dans ces conditions, les services potentiellement valorisables en France métropolitaine en 2030 seront :

Tableau 7 - Services valorisables en 2030 en France métropolitaine

Services valorisables Mécanismes de rémunération

Arbitrage prix Marchés Epex/Spot

Réserve de puissance primaire Rémunération des services système

Réserve de puissance secondaire Rémunération des services système

Réserve d’énergie Rémunération du mécanisme d’ajustement

Capacité de pointe Rémunération via le marché de capacité

Lissage de la consommation industrielle Gains sur la puissance souscrite et les dépassements (tarifs)

Intégration des Enr Report des investissements réseaux et rémunération des services

systèmes

Néanmoins, pour amortir le coût d’investissement important des technologies de stockage, ces services doivent être mutualisés. Ainsi il faut trouver les bonnes combinaisons technologies/services mutualisés pour obtenir un optimum économique viabilisant l’investissement dans la solution de stockage.

30

3. Choix des technologies pour le scénario

a. Hypothèses sur la maturité des technologies

En termes de maturité des technologies de stockage à horizon 2030, nos entretiens avec trois acteurs majeurs concernés par le stockage que sont EDF SEI (production et distribution intégrés), ERDF (distribution) et SAFT (fabricant), nous ont permis de faire évoluer la figure 20 représentant la maturité des technologies en 2012 vers la figure suivante :

b. Freins au développement de certaines technologies

Certaines technologies se heurtent à des obstacles notables :

les STEP marines se heurtent à l’acceptabilité de la société quant à la remontée en bassin

d’eau de mer. De l’aveu d’EDF SEI, il y a peu de chances pour qu’on les voit se développer

en France métropolitaine ;

le stockage d’hydrogène est très proche des STEP et CAES en termes de comportement

technique mais avec un rendement beaucoup plus faible et un coût d’investissement plus

élevé ;

les super-condensateurs sont chers et adaptés à de très rares situations (uniquement de

l’injection courte pour réglage du signal).

Figure 23 - Niveau de maturité des différentes technologies de stockage stationnaire d’électricité en 2030

31

les SMES peuvent difficilement coupler les services cités précédemment et sont destinés

spécifiquement aux injections très courtes pour améliorer la qualité du signal. En outre,

la faible densité énergétique et le processus cryogénique sont d’importants freins à leur

développement ;

les batteries à circulation pêchent par leur faible densité énergétique, la complexité de

leur architecture, les coûts de maintenance et surtout le risque de fuite de l’électrolyte.

Elles ont des rendements inférieurs aux batteries Li-ion et coûtent plus cher. Bien

qu’elles puissent atteindre des temps de décharge bien supérieurs, la faible densité

énergétique ne permet pas de menacer les STEP ou les CAES ;

Nous ne voyons donc pas un développement significatif sur le territoire français des technologies évoquées dans les 5 points ci-dessus.

en ce qui concerne les technologies de batteries classiques, nous voyons essentiellement

un développement des batteries Li-ion pour le stockage, pour les raisons suivantes :

o elles ont un très bon rendement ;

o les filières de fabrication sont déjà bien en place ;

o le coût du MWh est en constante diminution ;

o SAFT (fabricant leader du secteur) axe sa stratégie sur cette technologie.

c. Hypothèses sur le rendement et le coût des technologies

Pour ce qui est des coûts et des rendements des technologies, voici les hypothèses que nous ferons :

Tableau 8 - Hypothèses d'évolution des caractéristiques technologiques et des coûts

Technologie Rendement

Coût (€/kW)

Coût (€/kWh) Durée

de vie 2012 2030 2012 2030 2012 2030

STEP 80 % 85 % 600 à 1 500

600 60 ans

CAES (2012) A-CAES (2030)

50 % 70 % 500 à 1 000

750 40 ans

Batterie Li-ion 75 % 85 % 1 000 500 12 ans

Volant d’inertie 85 % à 95 %

90 % 300 à 3 000

350 20 ans

Source pour les chiffres A-CAES : “Adiabatic Compressed Air Energy Storage for the Grid Integration of Wind Power” Stefan Zuft, Christoph Jakiel, Martin Koller and Chris Bullough

Nous ne donnons ici que les coûts qui nous seront nécessaires : en effet, pour les STEP et les CAES, l’élément dimensionnant pour le coût d’investissement sera la puissance. Les batteries Li-ion sont très chères au kWh ; plus on souhaitera allonger le temps de décharge plus le coût d’investissement sera important. Enfin le volant d’inertie ne sera utilisé qu’en puissance sur des plages de temps très courtes, que seule la puissance pourra dimensionner.

32

d. Hypothèses sur les capacités installées à horizon 2030

En ce qui concerne les STEP, si la totalité des capacités hydrauliques prévues dans la Programmation Pluriannuelle des Investissements de production d’électricité sur la période 2009-2020 est équipée de turbines réversibles, les capacités supplémentaires en STEP seront de 3 GW. La limite en capacités hydrauliques de la France sera alors proche et nous ne tablons pas sur des capacités supplémentaires pour la période 2020-2030 :

capacités supplémentaires en STEP d’ici 2030 : 3 GW.

Quant aux autres technologies, avec les hypothèses de diminution des coûts et d’augmentation des rendements présentées ci-dessus, et en tenant compte de l’inertie du développement des filières et des projets, l’Union Française de l’Électricité (UFE) prévoyait en novembre 2011 dans sa publication « Électricité 2030 » les capacités suivantes :

capacités supplémentaires en A-CAES d’ici 2030 : 1 GW ; capacités supplémentaires en batteries Li-ion d’ici 2030 : 1 GW ; capacités supplémentaires en volant d’inertie d’ici 2030 : 1 GW.

Il est difficile d’envisager un développement plus massif des capacités de stockage d’ici 2030, compte tenu du coût bien trop élevé aujourd’hui des technologies hors STEP.

33

II. Scénario économique

Les parties précédentes ont montré que ces technologies étaient plus ou moins adaptées aux différents besoins du système et que pour rendre le stockage viable, il sera nécessaire de conjuguer les applications pour optimiser la rémunération.

Ainsi, en considérant que les mécanismes actuels seront encore présents en 2030, on pose :

Tableau 9 - Services rendus par chaque technologie

Technologie Arbitrage

prix Réserve primaire

Réserve secondaire

Réserve d’énergie

Marché de

capacités

Report des renforcements

réseaux

Lissage de la conso

industrielle

STEP

A-CAES

Batterie Li-ion

Volant d’inertie

On n’attribue au volant d’inertie que de la réserve primaire, car cette technologie coûte très cher et n’est pas très adaptée à avoir une capacité énergétique importante, nécessaire au report des renforcements réseaux.

1. Valorisation des services

a. Arbitrage prix

La valorisation de ce service est assez simple. Il s’agit pour l’exploitant de la solution de stockage de charger pendant les périodes où l’électricité est peu chère (heures creuses) pour se décharger au moment où elle est maximale (heures de pointe).

Si l’on pose :

(Sur l’année 2012, les prix moyen pointe et hors pointe étaient 63 €/MWh et 48 €/MWh ; nous avons opéré une diminution de 12 % du prix moyen hors pointe pour 2030 cohérent avec l’augmentation dans le scénario médian de la part des énergies sans coûts marginaux.)

Alors on a :

(

)

34

b. Réserves primaire et secondaire

Les réserves de puissance primaire et secondaire sont mises à disposition de RTE pour être activées à la hausse ou à la baisse selon les besoins du réseau. La réserve primaire doit pouvoir être activée en moins de 30 secondes après rupture de l’équilibre quant à la réserve secondaire, c’est en quelques minutes.

La rémunération de la puissance primaire et secondaire mise à disposition de RTE est :

Capacité (Réserves primaire et secondaire) :

Energie (Réserve secondaire uniquement) : Source des données : RTE, Document technique de référence, Chapitre 8 – Trames-type Article 8.10 – Modèle de contrat de participation aux services système, § 4.4 Rémunération du Responsable de Programmation pour sa contribution au réglage de la fréquence, p 21

Le processus d’élaboration de la prescription, qui s’effectue en J-1, se base sur des estimations précises des besoins de la part d’RTE. On considèrera que 90% de la réserve secondaire mise à disposition à J-1 pour une plage horaire est réellement activée à J. Ainsi, à condition d’allouer en permanence une part de sa puissance à la réserve de puissance, on a la valorisation suivante :

Recette due à la capacité mise à disposition (réserves primaire et secondaire) :

Recette due à l’énergie activée (réserve secondaire) :

c. Mécanisme d’ajustement

Le mécanisme d’ajustement fait partie de la réserve tertiaire. Elle est activée non plus automatiquement mais sur appels téléphoniques lorsque la réserve secondaire est épuisée. Elle rémunère l’énergie réellement activée et non pas une puissance mise à disposition.

Les volumes activés sont :

à la hausse : 3,5 TWh annuels soit 9,6 GWh par jour à un prix moyen de 70 €/MWh ;

à la baisse : 3,9 TWh annuels soit 10,7 GWh par jour à un prix moyen de 50 €/MWh.

Ainsi la valorisation de ce service est la suivante :

d. Marché de capacités

Le marché de capacités qui débutera en France en 2015 est une incitation à l’investissement dans des moyens de pointe. Il rémunère la mise à disposition de capacités aux heures de forte pointe, soit environ 400 heures par an. Une différence majeure avec la réserve de puissance est l’échelle de temps : ici, l’offre de capacité se négocie 3 ans à l’avance (la réserve de puissance est proposée la veille pour le lendemain). La seconde différence importante est que la capacité vendue sur le marché de capacité est cumulable avec les autres usages. Les prévisions actuelles placent la rémunération vers 30 €/MW par heure de mise à disposition.

La valorisation est très simple :

35

e. Report des renforcements réseaux (dus à l’implantation d’énergies intermittentes)

La première étape pour cette valorisation consiste à estimer la part des renforcements du réseau de distribution prévus d’ici 2030 qui est due aux énergies intermittentes (le réseau de distribution est le principal concerné).

Ainsi, la comparaison entre les différents scénarios UFE pour 2030 permet de déterminer la sensibilité des investissements réseaux à l’augmentation de 1 W d’Enr :

Il suffit alors de multiplier cette valeur par la capacité en Enr terrestres qui seront installées d’ici 2030 :

Retirons maintenant la part de ces renforcements réseaux due à la construction des lignes dédiées poste-source/parc éolien : 50 %.

Maintenant, dimensionnons la capacité de stockage : on souhaite qu’elle soit capable d’absorber une surproduction éolienne à hauteur de 40 % de sa puissance nominale pendant au minimum 3 heures. Cela nous donne :

3

Les renforcements réseaux reportés sont donc :

pour 911 MW de batteries Li-ion (on verra plus tard que le reste des batteries sera

chez les industriels) :

pour 1GW de A-CAES :

Afin de reporter ces renforcements réseaux, il faut que la batterie soit dédiée à 100 % à cette tâche durant les périodes de surproduction. Calculons maintenant le nombre d’heures annuelles de surproduction d’une éolienne :

le facteur de charge moyen d’une éolienne est de 20 %. Elle produit donc virtuellement à

pleine puissance pendant 20 % de l’année ;

l’éolienne est en surproduction pendant les heures creuses de la journée, soit environ

6 heures ;

cela nous donne un total de :

Enfin un dernier paramètre à prendre en compte lorsque nous calculerons le TRI (taux de retour sur investissement), est la durée de vie d’une batterie, estimée dans notre cas à 12 ans en 2030. Comparée à la durée de vie d’une ligne qui est plutôt 40 ans, on comprend que le gain rapporté à une batterie est moindre.

On calcule donc le gain annuel rapporté (on calcule le coût du capital d’ERDF au taux réel avant impôt de 5,5 %, correspondant au taux nominal avant impôt de 7,25%) :

36

Nous avons donc déterminé les gains annuels qu’apportent nos technologies de stockage en termes de report d’investissement réseaux. Pour que ces gains soient effectifs, nous avons montré que le stockage doit être dédié à cette tâche à 100 % pendant 438 heures chaque année. Le reste du temps peut être consacré à d’autres applications.

f. Lissage de la consommation industrielle

Cette application est destinée à un certain profil d’industriels : on parle de moyenne à grande industrie, avec un profil de consommation journalière qui contient une pointe forte et relativement courte, par exemple le matin, au moment du redémarrage d’un certain nombre de machines et à l’allumage des chauffages dans les bureaux.

On donne un exemple de profil de consommation :

Le tarif vert A8 d’EDF en France (au-dessus de 3 MW au compteur) est constitué d’une prime annuelle fixe proportionnelle à la puissance souscrite à laquelle s’ajoute une tarification de l’énergie consommée, avec différentes plages de tarifs selon l’heure de la journée et la saison.

Le gain le plus significatif concerne la prime de puissance souscrite, mais l’industriel gagnera également un peu sur le plan de l’énergie consommée.

D’autre part, le tarif vert d’EDF prévoit des pénalités importantes sur les dépassements occasionnels de puissance souscrite. Un dimensionnement intelligent de la batterie permettrait d’absorber tous les dépassements et ainsi d’éviter ces pénalités importantes.

Enfin, le fait de lisser sa consommation au moment de la pointe nationale (s’il y a concordance, comme sur notre exemple) permet de proposer à RTE des capacités d’effacement et d’être rémunéré.

Dimensionnement de la batterie :

Dans notre cas, on souhaite qu’elle puisse absorber 2 MW de puissance pendant au moins 1 heure. Si on ajoute à cela l’absorption des dépassements, qui peuvent atteindre 1 MW pendant 15 minutes, notre batterie doit au moins pouvoir absorber 3 MW pendant 15 minutes et 2 MW pendant 45 minutes. Donc les caractéristiques minimales pour notre batterie sont 3 MW, soit 2,25 MWh. Afin de ne pas user trop vite la batterie, il faut éviter les cycles de charge et décharge complets. Nous

choisirons donc une batterie de : .

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

0h 4h 8h 12h 16h 20h

Puissance (kW)

Courbe de charge sansstockage

Courbe de charge avecstockage

Figure 24 - Exemple de profil de consommation pour une grande industrie

37

Calcul des recettes annuelles :

prime fixe annuelle (vert A8) : 97,32 €/kW souscrit.

Le calcul de la puissance souscrite est un peu complexe (mais très bien expliqué sur la fiche descriptive du tarif vert sur le site d’EDF). Ainsi, dans notre exemple, on ne gagne pas 2 MW de puissance souscrite, mais seulement 1,67 MW. D’où un gain sur puissance souscrite de :

le gain sur l’énergie consommée se calcule en sommant les gains, suivant les différentes

tarifications de la période 8 h-10 h au cours de l’année. On obtient :

le gain sur les dépassements est simple : pour 10 dépassements annuels dont 6 en « pointe »

et 4 en « heures pleines hiver » (selon la période de l’année, les tarifs sont différents),

d’1 MW chacun durant 15 min :

(les coefficients sus cités sont fournis par EDF dans sa tarification).

enfin, en prenant le même tarif pour les effacements que pour le marché de capacités, le

gain sur effacement vaut (cet effacement serait rémunéré ) :

On a donc une recette brute annuelle pour le lissage de la consommation industrielle de :

Enfin, évaluons la part des industriels qui pourraient s’en équiper :

Energie consommée par notre site exemple : 20 GWh Consommation industrielle totale en 2030 : 130 TWh

Nous estimons que les grands sites représentent 0,5 % du nombre d’industriels mais qu’ils consomment 10 fois plus.

On a donc un nombre de grands sites industriels en 2030 de 298. On estime à 10% la part d’entre eux qui voudraient s’équiper.

On a finalement 30 grands sites industriels susceptibles de s’équiper de cette batterie, soit 90 MW.

38

2. Optima d’allocation de puissance

Maintenant que nous avons valorisé nos services, il faut trouver un optimum pour les différentes technologies en termes de puissance allouée à chacun.

Rappelons d’abord que les besoins en réserves secondaire et tertiaire de la France sont limitées : on se situe aujourd’hui à environ 1 000 MW pour les premières, et 20 GWh activés quotidiennement pour les secondes. On peut aisément prévoir un doublement de celles-ci en 2030 avec l’intégration massive d’énergies fatales.

Nous choisissons donc de limiter la part totale allouée aux réserves secondaire et tertiaire pour les STEP et les A-CAES à 25 % du total pour la France en 2030 (soit 500 MW et 10 GWh/jour).

Pour les réserves primaires, nous supposerons qu’en 2030, les parcs éoliens considérés comme conventionnels devront mettre à disposition 100 % de leur puissance nominale en réserve primaire (donc via un système de stockage).

Enfin, rappelons que le marché de capacité est une incitation qui vient s’ajouteraux autres services sans nécessiter une allocation de puissance dans l’exploitation au quotidien.

Les optima trouvés sont donc les suivants :

76%

12%

12%

STEP

Arbitrageprix

Réservesecondaire

Mécanismed'ajustement

77%

13%

10%

A-CAES

Arbitrage prix

Réservesecondaire

Mécanismed'ajustement

Attention : cette répartition est valable uniquement lorsque la

puissance n’est pas consacrée entièrement au report des

renforcements réseaux, soit toute l’année moins 438 heures.

100%

Batterie Li-ion sur réseau de distribution

Report desinvestissements réseaux

100%

Réserveprimaire

100%

Batterie Li-ion chez les industriels

Lissage de laconsommationindustrielle

100%

Volant d'inertie

Réserveprimaire

438 h par an Le reste du temps

ET

39

3. Résultats du scénario économique

L’objectif de notre scénario est de démontrer ou d’infirmer la rentabilité de ces technologies : est-ce qu’un investisseur peut investir dans une telle solution en étant certain d’avoir un bon retour sur investissement.

Pour cela nous avons calculé le TRI (Taux de rentabilité interne) et la VAN actualisée (Valeur actuelle nette) :

rappelons que la VAN correspond à la somme de tous les flux financiers (dont

l’investissement initial) actualisés ; le taux est fixé à 8 % ;

le TRI correspond au taux d’actualisation qui annule la VAN. Un bon TRI est suffisamment

supérieur au taux sans risque, pour tenir compte de la prime de risqued’un projet

d’investissement.

Les paramètres économiques dont nous avons eu besoin pour calculer ces valeurs sont les suivants :

CFE à 1,5 % et CVAE à 2,1 % ;

taux d’actualisation de 8 % ;

taux d’emprunt de 6 % ;

charges d’opération et maintenance :

o 9,7 €/MWh pour les STEP et CAES (centrales hydrauliques d’aujourd’hui) ;

o 15 €/MWh pour les volants d’inertie qui nécessitent des apports électriques

importants pour contrer les phénomènes d’autodécharge ;

o pas de coûts pour les batteries et les volants d’inertie (nous n’avons pas

considéré la maintenance occasionnelle sur la durée de vie).

Voici les résultats obtenus :

Figure 25 - Répartition par service de la recette brute pour chaque technologie

0

50

100

150

200

250

300

350

400

STEP A-CAES BatterieLi-ion sur le

réseau

BatterieLi-ion

industrielle

Volantd'inertie

Lissage de laconsommation industrielle

Report desinvestissements réseaux

Marché de capacités

Mécanisme d'ajustement

Réserve secondaire

Réserve primaire

Arbitrage prix

338 M€

135 M€

152 M€

136 M€

6 M€

40

Nous présentons ci-dessous les VAN et les TRI pour chaque technologie :

Tableau 10 - Résultats du scénario économique

Technologie Puissance installée

Investissement Durée de vie VAN en fin de

vie TRI

STEP 3 GW 1 800 M€ 60 ans 2 415 M€ 11,4 %

A-CAES (2030) 1 GW 750 M€ 40 ans 938 M€ 11,6 %

Batterie Li-ion sur le réseau

911 MW 911 M€ 12 ans 764 M€ 8,6 %

Batterie Li-ion industrielle

89 MW 45 M€ 12 ans 26 M€ 9 %

Volant d’inertie 1 GW 350 M€ 20 ans 684 M€ 20 %

Ramenés à une même puissance installée, on peut représenter ces résultats comme suit :

Ces technologies ont globalement un TRI moyen autour des 10 %, qui suffit à les rendre attractives par rapport à un coût du capital de 8% pour un projet industriel. Ceci justifie nos hypothèses en termes de capacité à horizon 2030. Notre scénario économique est donc satisfaisant.

Néanmoins il faut nuancer nos propos en soulignant que :

d’une part, deux des technologies étudiées dans ce scénario sont encore loin d’être commercialisables aujourd’hui, ce qui rend les conclusions à leur sujet moins fiables que pour les deux autres ;

d’autre part, les batteries industrielles sont en compétition avec les groupes électrogènes qui sont aujourd’hui bien moins chers et qui le seront encore en 2030. Leur développement est soumis à une combinaison entre une augmentation très significative du fuel et des quotas CO2, et la mise en place d’un équivalent de taxe carbone.

Att

ract

ivit

é

Moyenne (TRI ~ 10%)

Bonne (TRI ~ 30%)

Pas attractif

R&D Démonstrateur Commercialisé

STEP

Volant

Batteries

Indus

A-CAES

Maturité techno en 2012 Vraisemblance du scénario

VAN

Centralisé

Décentralisé

Réseau

Figure 26 - Synthèse sur l'attractivité économique des différentes technologies

41

Conclusion

Les objectifs de cette étude étaient les suivants :

vérifier le caractère bénéfique du stockage de l’électricité sur le système français ;

comparer les solutions techniques envisagées aujourd’hui en termes d’investissements, de

capacité énergétique, de délai de réaction, de rendement, etc. ;

proposer finalement un ou plusieurs scénarios crédibles de développement du stockage de

l’électricité en France, en précisant les solutions techniques choisies, la régulation et la

réglementation qui devront être mis en place ainsi que le modèle économique le plus adapté.

Ces objectifs ont tous été atteints.

Nous avons ainsi pu faire une synthèse de tous les services que l’implantation du stockage en France

pourrait rendre aux différents acteurs du système électrique, qu’ils soient valorisables ou non,

bénéfiques pour la société ou pas. Parallèlement, nous avons étudié la littérature technique pour

connaître l’état de l’art en matière de technologies de stockage, pour comprendre les spécificités de

chacune d’elles. Nous avons ainsi réussi à proposer un croisement entre les principaux services et les

technologies, pour montrer lesquelles étaient les mieux appropriées à chacun.

C’est à ce moment que nous avons commencé à rencontrer les acteurs du système cités en

introduction. Les objectifs de ces entretiens étaient multiples :

valider nos résultats en matière de services et de technologies ;

comprendre les travaux menés à l’heure actuelle ;

comprendre quels verrous réglementaires freinent le développement de la filière ;

enfin, discuter des évolutions à venir en matière de coûts et de caractéristiques techniques.

Ces entretiens nous ont été d’une grande aide pour formuler des propositions de modifications

réglementaires, d’une part, et des hypothèses préalables à la modélisation économique, d’autre part.

Finalement, l’hypothèse d’implantation de 3 GW de STEP, 1 GW d’A-CAES, 1 GW de batteries Li-ion et

1 GW de volants d’inertie à horizon 2030 a été validée par notre scénario économique qui a montré

que ces technologies pouvaient être viables en cumulant les applications.

Notre modèle présente néanmoins des limites qu’il serait intéressant d’essayer de surmonter :

il se base sur le scénario médian d’évolution offre/demande. Il serait très intéressant

d’étudier notamment le scénario d’une baisse forte de la part du nucléaire qui engendrerait

un développement massif des EnR ;

la valorisation du report des renforcements réseaux se base sur des hypothèses fortes, faute

de précisions sur les renforcements réellement prévus d’ici 2030 pour renforcer les réseaux

de distribution suite à l’implantation des EnR ;

enfin, cette étude a été réalisée alors qu’aucun résultat n’a encore émergé des différents

projets démonstrateurs réalisés actuellement en France (NICE GRID, VENTEEA, MILLENER,

MYRTE, etc.) et que le marché de capacités ne débutera qu’en 2015. Une étude similaire

réalisée après 2015 avec les résultats des démonstrateurs permettrait d’affiner les

hypothèses économiques et les résultats obtenus.

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