Le stockage de l’énergie

La transition énergétique impose aujourd’hui aux réseaux d’électricité de profondes mutations. La croissance des besoins couplée à l’intégration massive de sources de production renouvelables et intermittentes met leur stabilité en péril. Associées aux solutions informatiques développées par la filière Smart Grids, le recours aux technologies de stockage constitue l’une des solutions pour pallier aux périodes de sur- ou de sous-production. Nous vous proposons au travers de ce dossier une synthèse des technologies les plus prometteuses, pour lesquelles la filière française possède un savoir-faire de pointe.

Piles rechargeables sur une tables – Crédit photo : Jeff Jackowski en CC

La maîtrise du stockage de l’énergie pourrait apporter la flexibilité nécessaire à la fiabilité des systèmes énergétiques. Les réseaux modernes sont conçus pour résister à un certain nombre d’aléas, mais le recours croissant à des solutions de production intermittentes issues d’énergie renouvelables, constitue une source de fragilité supplémentaire à laquelle il est devenu difficile de faire face avec les technologies traditionnelles. Les fluctuations de production, dictées par les aléas météorologiques, sont indépendantes des variations de la consommation. Il faut donc gérer des situations nouvelles : surproduction d’électricité en période de faible consommation et sous-production en période de pointe. Le stockage d’énergie répond à ce besoin technique. C’est un élément indispensable pour permettre l’intégration des énergies renouvelables dans le mix électrique. L’enjeu est de taille puisque le marché du stockage de l’énergie pourrait selon certaines études atteindre 100 milliards de dollars d’ici 10 ans.

Figure 1 : Comparatif des applications des principales technologies de stockage (ENEA)

La figure ci-dessus synthétise les caractéristiques des principales technologies de stockage. De par leur fonctionnement physique, chaque solution dispose de son lot d’atouts et de limites. En fonction de ses caractéristiques, chaque technologie est plus adaptée à répondre à telle ou telle famille d’applications. Deux paramètres techniques sont ici essentiels. Tout d’abord, la puissance de fonctionnement d’une solution, qui lui confère une aptitude à répondre à des situations de plus ou moins grande envergure. Stocker l’énergie issue d’un panneau photovoltaïque installé sur un logement individuel, de l’ordre du kW, ne requiert pas la même puissance de fonctionnement que le stockage du reflux d’une ligne à très haute tension, de l’ordre du GW. Ensuite, le temps de décharge, qui dépend directement de la capacité d’un dispositif et de sa puissance, indique son aptitude à pouvoir stocker de grandes quantités d’énergie. Ici aussi, les applications cibles diffères en fonction du temps de décharge moyen d’une technologie. Le stockage de la surproduction d’un grand parc éolien offshore nécessitera par exemple des capacités de stockage nettement supérieures à des dispositifs ayant pour objectif de lisser la production locale d’une centrale de cogénération.

Mais les enjeux de filière industrielle d’une technologie en particulier sont d’une importance au moins égale à son développement technique. L’attractivité globale d’une solution technique dépend autant de ses propriétés physiques que de sa compétitivité économique. La performance réelle d’une technologie se mesure ainsi au travers d’une double approche technico-économique, dont le coût du kWh est un des indicateurs de référence. L’essor d’une technologie est en effet à la fois lié aux contraintes imposées par son principe physique de fonctionnement (coût des matériaux, complexité du dispositif de stockage, conditions expérimentales, …) et aux performances de sa filière industrielle (coût de production, économies d’échelle, capacités de production, …). Par exemple, le coût du kWh des batteries lithium-ion a été divisé par deux depuis 2008 et pourrait être encore divisé par 3 d’ici à 2020, ce qui rend les applications du ion-lithium de plus en plus pertinentes dans de nombreux cas.

Au travers de ce dossier, nous vous proposons de revenir sur les différentes technologies de stockage disponibles à cette date et à en détailler les perspectives de développement.

Station de Transfert d’Énergie par Pompage (STEP)

Une STEP est un système de stockage d’énergie utilisant l’énergie potentielle. Les STEP permettent de stocker l’énergie en pompant de l’eau d’un réservoir aval vers un réservoir amont, situé à une altitude supérieure. Un système de pompe amène l’eau vers le réservoir supérieur et stocke ainsi l’énergie sous forme d’une réserve d’eau. Pour accéder à cette énergie, une partie du réservoir amont est vidée par gravité en passant par une turbine qui produira de l’électricité.

Le réservoir de Mooserboden en Autriche – Crédit photo : Andrius en CC

Applications

Stockage d’énergie issue des épisodes de surproduction

Les stations de transfert d’énergie par pompage sont actuellement la principale technologie de stockage de masse de l’énergie. Les STEP permettent de répondre à un certain nombre de besoins de stabilisation des réseaux électrique grâce à leur grande capacité de stockage. Les STEP sont en France également utilisés pour stocker la production nucléaire nocturne, lorsque la consommation d’énergie est faible. Les STEP peuvent ainsi stocker jusqu’à plusieurs jours de production en fonction de la taille de leur réservoir. Ils peuvent également mobiliser d’importantes capacités de puissance en quelques minutes.

 

Maturité et perspectives de développement 

Les STEP reposent sur une technologie de stockage bien connue et utilisée depuis longtemps. Les premiers systèmes remontent au XIXe siècle en Europe. C’est le système le plus utilisé dans le monde de par sa simplicité d’utilisation et son importante capacité de stockage. Il représente près de 99 % des capacités de stockage massif d’énergie installés dans le monde. Un des principaux freins au développement des STEP réside aujourd’hui dans l’acceptation des nouveaux projets de barrages par les populations avoisinantes. Des recherches sont en cours pour la mise au point de « STEP Marines ». Situées en bord de mer et avec un réservoir amont positionné au-dessus d’une falaise, elles permettraient de stocker le surplus d’une production éolienne offshore. Mais la technologie doit encore faire l’objet de recherches, notamment pour limiter la corrosion par l’eau de mer.

 

Compressed Air Energy Storage (CAES)

La technologie CAES repose sur l’une des propriétés physiques d’un fluide : son élasticité. Les systèmes CAES possèdent la capacité de stocker de l’énergie en compressant l’air. Un compresseur alimenté électriquement comprime de l’air, qui est ensuite acheminé vers un réservoir. L’énergie est ainsi stockée sous la forme d’une compression de l’air.

 

Applications

Stockage d’énergie issue des épisodes de surproduction

Les CAES peuvent stocker l’énergie produite en excès lors d’épisodes de surproduction électrique. L’utilisation de cette énergie est en revanche liée aux turbines à gaz. L’énergie stockée sous forme d’air comprimé est en effet utilisée pour améliorer le rendement énergétique des centrales électriques à gaz. Les turbines à gaz utilisent un mélange d’air comprimé et de gaz pour fonctionner. L’utilisation d’électricité issue d’épisodes de surproduction pour la compression d’air permet ainsi de réaliser des économies et de valoriser de l’énergie qui serait sinon perdue. On estime qu’un tiers de la puissance d’une turbine est utilisée afin de comprimer et de préchauffer l’air à l’entrée de leur chambre de combustion. A l’heure actuelle, la technologie CAES représente l’alternative aux STEP la plus probante pour le stockage d’énergie à grande échelle. Elle est l’une des seules technologies à pouvoir techniquement répondre aux contraintes du lissage de pointes de consommation électrique de l’ordre de plusieurs dizaines de MW. De plus, ce système peut être adapté à plusieurs échelles pouvant ainsi également répondre aux besoins d’applications tertiaires ou industrielles.

 

Maturité et perspectives de développement

La technologie CAES est une technologie mature et connue depuis de nombreuses années. La centrale de Huntorf en Allemagne, l’une des premières en Europe, a été construite en 1979. Toutefois, de nombreuses études sont menées à ce jour afin de développer de nouveaux systèmes reposant sur les fondamentaux de la technologie CAES, mais disposant d’un rendement énergétique supérieur.

Deux nouveaux types de CAES ont ainsi été développés :

 

AA CAES

Dans les CAES dits conventionnels, l’air comprimé est directement envoyé dans une chambre de stockage. Les systèmes CAES permettent d’assurer le maintien en pression du gaz, mais pas en température. Ce phénomène entraîne des pertes d’énergie liées aux déperditions thermiques issues de la compression de l’air. L’air devant par la suite atteindre une température minimum avant d’être injecté dans la chambre de combustion d’une turbine à gaz, les systèmes AA-CAES (Advanced Adiabatic Compressed Air Energy Storage) permettent de récupérer la chaleur issue de la compression de l’air et de la réutiliser pour le chauffage de l’air avant d’être acheminé vers une turbine. Ce système permet d’atteindre un rendement énergétique de 70%, soit 20% de plus que les CAES traditionnels, dont le rendement énergétique global est de l’ordre de 50%.

 

ICAES

Un processus est dit « isotherme » lorsque la température du système considéré est uniforme et constante. Un Isothermal Compressed Air Energy Storage (ICAES) consiste à extraire la chaleur de l’air au fur et à mesure de sa compression, et non après sa compression comme dans le cas des systèmes adiabatiques. Ce système permettrait ainsi d’atteindre un rendement de l’ordre de 95%, soit 45% de plus que les CAES traditionnels.

 

Ces deux technologies sont toujours en phase de développement et nécessitent des efforts de recherche et développement supplémentaires. Les systèmes énergétiques combinant centrales à gaz et AA-CAES sont d’ores et déjà plus compétitifs que les centrales à gaz à cycles combinés avec un rendement énergétique global de l’ordre de 70% pour les premiers contre 60% pour les secondes.

 

Savoir-faire français

La France dispose d’excellentes compétences sur le sujet notamment via les projets de R&D comme :

• SETHER porté par le CEA, le Cnam et l’ENSCIL,
• SEARCH porté par le laboratoire de Géosciences des Mines ParisTech, le CEA Tech, GDF Suez et Saint Gobain et,
• SACRE porté par le LMS (Laboratoire de mécanique des solides) de l’Université de Poitiers et le L2EP de l’Université Lille 1.

 

Volant d’inertie

Les volants d’inertie utilisent le principe du stockage par énergie cinétique. Ils sont composés d’une masse cylindrique mise en rotation autour d’un axe fixe et entraînée par un moteur électrique. L’apport d’énergie électrique permet de faire tourner la masse à une vitesse très élevée en quelques minutes. Une fois lancée, la masse continue à tourner, même si le système n’est plus alimenté. L’énergie pourra ensuite être restituée instantanément en utilisant le moteur comme génératrice. Entraînant la baisse de la vitesse de rotation du volant d’inertie. Le système est monté sur roulement magnétique et confiné sous vide dans une enceinte de protection. Cela permet d’optimiser le rendement du dispositif, en réduisant les frottements, et d’en prolonger la durée de vie. Les systèmes de stockage par volant d’inertie ont une très forte réactivité, de l’ordre de la milliseconde, ils peuvent absorber de très fortes variations de puissance sur de très grands nombres de cycles.

Applications

Lissage de la production et régulation du réseau électrique

Les volants d’inertie peuvent être utilisés afin de réguler le réseau électrique et d’améliorer la qualité de la fourniture d’électricité en diminuant les microcoupures. La centrale de régulation de Stephentown (NY) aux États-Unis s’est ainsi équipée de 200 volants d’inertie pour une puissance de 20 MW permettant de couvrir plus de 10% des besoins en régulation de la ville de New York.

 

Systèmes de stockage hybrides

Associés à une autre technologie de stockage, les volants d’inertie peuvent être utilisés afin de stabiliser la production dans les grands parcs solaires ou éoliens. Ces systèmes hybrides tirent profit des avantages de chaque technologie qu’ils emploient. C’est notamment le cas dans le cadre du démonstrateur Smart ZAE à Toulouse.

 

Applications dans les transports

Ce type de technologie est également utilisé dans le secteur des transports afin de récupérer l’énergie de freinage de certains véhicules. C’est notamment le cas du métro de Rennes qui embarque un volant d’inertie d’une masse de 2,5 t permettant de récupérer près de 230 MWh sur par an, soit l’équivalent de 11 jours de consommation.

 

Maturité et perspectives de développement 

Le volant d’inertie est une technologie prometteuse, qui en est pour l’instant au stade de la démonstration. Le volant d’inertie est un système fiable, qui nécessite peu d’entretien. Cependant, certains obstacles doivent encore être levés afin de pouvoir réellement s’imposer sur le marché du stockage d’énergie. Le coût d’investissement élevé, les problèmes liés aux hautes vitesses de rotation ainsi que la durée de stockage limitée à quelques dizaines de minutes restent pour l’instant des freins au déploiement industriel à grande échelle de cette technologie.

 

Savoir-faire français

En 2015, la société Levisys a installé le premier volant d’inertie d’une puissance de 10 kW sur le site du démonstrateur Smart ZAE à Toulouse. Le volant d’inertie a été installé en complément d’une batterie électrochimique. L’objectif de Levisys est de démontrer que l’association de volants d’inertie et d’accumulateurs peut permettre d’obtenir un meilleur rendement, un meilleur temps de réponse et une durée de vie accrue en comparaison à l’utilisation de batteries seules.

Accumulateur électrochimique

Le principe d’une batterie ou d’un accumulateur repose sur l’utilisation d’un couple de métaux capables d’échanger des électrons. De nombreux composants chimiques peuvent être utilisés, créant ainsi une grande variété de batteries aux performances et aux applications différentes.

 

Lithium-ion

La batterie à lithium-ion utilise le lithium sous une forme ionique un atome à qui a été retiré ou rajouté un électron. C’est la technologie de batterie la plus mature et la plus utilisée sur le marché à l’heure actuelle. La technologie lithium-ion possède l’avantage d’avoir une très forte densité énergétique, c’est à dire la capacité de stocker une quantité importante d’énergie pour un poids relativement faible. Le lithium-ion est la technologie privilégiée pour les applications mobiles comme la voiture électrique par exemple.

Une batterie lithium-ion de l’entreprise SAFT dans le cadre du projet Venteea – Crédit photo Enedis

Applications

Appareils électroniques

Les caractéristiques de la technologie lithium-ion permettent de répondre aux besoins des applications mobiles comme les ordinateurs portables, les smartphones ou encore les appareils photo.

 

Stockage d’énergie résidentielle

La technologie lithium-ion est adaptée aux besoins des applications de stockage résidentiel, pour l’intégration et l’autoconsommation d’énergie issue de panneaux photovoltaïques ou de petit éolien. C’est notamment le cas dans le cadre du démonstrateur Nice Grid à Carros.

 

Lissage de la production et régulation du réseau électrique

Les batteries lithium-ion peuvent être utilisées pour le lissage de la production électrique issue de sources de production renouvelable.

 

Stockage d’énergie issue des épisodes de surproduction

La mise en place de plusieurs batteries lithium-ion branchées en série et installées sur un site de production d’énergie solaire ou éolienne permet d’en d’amortir l’intermittence. Les batteries peuvent en effet stocker l’énergie lors des épisodes de surproduction et la réinjecter par la suite dans le réseau lorsque celui-ci le nécessite. De par ses caractéristiques, le lithium-ion est à la fois adapté à la production de petite dimension (production de particuliers) et de moyenne dimension (parc EnR de moyenne dimension).

 

Véhicules électriques

La technologie lithium-ion est la première technologie utilisée par l’essentiel des industriels de l’automobile. Sa bonne densité énergétique associée à son coût abordable en fait la technologie la plus répandue aujourd’hui au sein des véhicules électriques. Les fortes capacités de production disponibles et en cours de développement et la réduction des coûts à venir en font l’un des meilleurs candidats pour le futur de la voiture électrique. L’utilisation des batteries des voitures électriques pour la stabilisation des réseaux est également une application envisagée pour les véhicules électriques au travers des thématiques comme la recharge intelligente ou le « vehicle-to-grid ».

 

Maturité et perspectives de développement de la technologie

Le fort développement de la filière industrielle du lithium-ion a permis d’atteindre un coût du kWh à un niveau record autour des 300 $/kWh. Ce coût a été divisé par deux depuis 2008 et pourrait être encore divisé par 3 d’ici à 2020 pour atteindre les 100 $/kWh.

Du point de vue de la recherche, l’augmentation de la densité énergétique reste la priorité. Des études montrent que le remplacement des électrodes conventionnelles par des électrodes NMC (Nickel, Manganèse, Cobalt) pourrait augmenter la densité énergétique des batteries lithium-ion de plus de 25%.

 

Savoir-faire français

Plusieurs démonstrateurs Smart Grids français ont étudié la mise en œuvre de capacité de stockage de lithium-ion :

• Venteea situé dans l’Aube où des batteries lithium-ion de grande dimension ont été utilisées afin de gérer l’intermittence de parcs éoliens.
• NiceGrid situé en PACA où des batteries lithium-ion de grande dimension ont été utilisées au niveau du réseau de distribution et des batteries lithium-ion de faible dimension associés à des panneaux solaires chez des particuliers.

Des acteurs français, comme Saft, disposent d’un savoir-faire sur la technologie lithium-ion reconnu mondialement.

 

Batteries à flux

Les batteries à flux permettent de stocker de l’énergie en utilisant deux réservoirs remplis de solutions, dites d’électrolyte. Les deux solutions d’électrolytes sont chimiquement chargées de manière à générer une différence de potentiel entre leurs bornes. Les solutions peuvent être toutes les deux plus ou moins positives, ou l’une positive et l’autre négative. Un courant électrique est ainsi créé. L’un des avantages de cette technologie provient de sa capacité à augmenter sa capacité par la simple augmentation de la taille des réservoirs contenant les électrolytes. La plupart du temps, ces réservoirs prennent la forme de piscines ou de réservoirs de grande dimension. Le principal frein au développement de ce type de batterie réside dans son faible ratio énergie/volume, beaucoup moins important que pour une batterie de type lithium-ion par exemple. Les batteries à flux utilisent en général le métal vanadium dans ses différents états : VO²⁺ et V³⁺ ou V₂⁺ et V²⁺ de l’autre.

 

Applications

Stockage d’énergie issue des épisodes de surproduction

Le raccordement de batteries à flux sur un site de production d’énergie solaire ou éolienne permet d’en d’amortir l’intermittence. Les batteries peuvent en effet stocker l’énergie lors des épisodes de surproduction et la réinjecter par la suite dans le réseau lorsque celui-ci le nécessite. De par ses caractéristiques, les batteries à flux sont principalement adaptées aux sites de production de moyenne et grande dimension où la contrainte de surface disponible est faible.

 

Maturité et perspectives de développement de la technologie

La technologie des batteries à flux est une technologie mature. Certaines batteries sont déjà en exploitation aux États-Unis et au Japon. La recherche sur la technologie des batteries à flux se concentre essentiellement sur l’amélioration de leur performance pour répondre à des besoins de stockage stationnaire plus variés. Certains industriels et laboratoires tentent d’adapter la technologie pour des applications mobiles mais des avancées significatives sont nécessaires en termes de densité énergétique avant de pouvoir en envisager l’utilisation à grande échelle.

 

Lithium-métal-polymère

Les batteries lithium–polymère (LMP) sont des accumulateurs électrochimiques qui se présentent sous la forme d’un film mince enroulé. Ce film, d’une épaisseur de l’ordre d’une centaine de micromètres, est composé de 5 couches : une anode, une cathode, un isolant, un électrolyte et un collecteur de courant. Les batteries LMP ont une densité énergétique plus élevée que les batteries de type lithium-ion. Les batteries LMP nécessitent d’être maintenues à une certaine température pour fonctionner. Une partie de leur énergie est donc utilisée à cet effet, pouvant causer jusqu’à la décharge totale d’une batterie en cas de non-recharge prolongée, de l’ordre de quelques jours pour une batterie classique d’un véhicule électrique de 20 kWh.

 

Applications

Voitures électriques

La technologie LMP possédant une densité énergétique plus élevée que le lithium-ion en fait un candidat idéal aux applications mobiles nécessitant une bonne autonomie. Ainsi ce type de batterie est utilisé dans le domaine du transport électrique. La Blue Car, véhicule électrique produit par le groupe Bolloré, a choisi la technologie LMP pour sa batterie.

 

Stockage d’énergie issue des épisodes de surproduction

La technologies LMP installée sur un site de production d’énergie solaire ou éolienne permet d’en d’amortir l’intermittence. Les batteries peuvent en effet stocker l’énergie lors des épisodes de surproduction et la réinjecter par la suite dans le réseau lorsque celui-ci le nécessite. Le principe a d’ailleurs été mis en œuvre par le groupe Bolloré en collaboration avec CNR sur le site de Bollène dans le Vaucluse.

 

Maturité et perspective de développement de la technologie

La technologie LMP est une technologie mature. Les batteries utilisant cette technologie sont commercialisées depuis plusieurs années. Le développement de cette technologie se concentre, comme la technologie lithium-ion, sur des améliorations de densité énergétique et de coûts de production.

 

Le savoir-faire français

La société Blue Solutions, filiale du Groupe Bolloré, est l’un des leaders mondiaux de la technologie LMP. Les batteries LMP sont par ailleurs utilisées en France et dans le monde entier par le service AutoLib. Le Groupe Bolloré a également expérimenté, avec CNR, l’application du stockage LMP afin d’améliorer les performances, puissance et qualité de courant, d’une centrale solaire à Bollène dans le Vaucluse.

 

Sodium-ion

Les accumulateurs sodium-ion utilisent les propriétés physiques du sodium pour le stockage de l’électricité. Lorsqu’un accumulateur sodium-ion est en charge, des ions Na+ migrent vers l’anode de la batterie, et inversement ils migrent vers la cathode en situation de décharge. Du fait de l’abondance du sodium, contrairement au lithium, l’approvisionnement en matière première est plus simple et moins coûteux. Le coût de fabrication de ce type de batteries pourrait être sensiblement moins élevée que celui des batteries de types lithium-ion si celles-ci réalisent un passage à l’échelle industriel.

 

Applications

Stockage d’énergie issue des épisodes de surproduction

La technologie sodium-ion installée sur un site de production d’énergie solaire ou éolienne pourrait permettre d’en d’amortir l’intermittence. Les batteries peuvent en effet stocker l’énergie lors des épisodes de surproduction et la réinjecter par la suite dans le réseau lorsque celui-ci le nécessite. La technologie sodium-ion est d’autant plus pertinente pour des applications stationnaires de stabilisation, car la densité énergétique n’y est généralement pas le facteur clé.

 

Stockage d’énergie résidentielle

La technologie sodium-ion pourrait être adaptée aux besoins des applications de stockage résidentiel, comme ceux permettant l’intégration et l’autoconsommation d’énergie issue de panneaux photovoltaïque ou de petit éolien.

 

Appareils électroniques

A terme, les caractéristiques de la technologie sodium-ion pourraient lui permettre de répondre aux besoins des applications mobiles comme les ordinateurs portables, les smartphones ou encore les appareils photo.

 

Véhicules électriques

Possédant théoriquement de bonnes caractéristiques en termes de performance et de densité énergétique, la technologie sodium-ion pourrait à terme concurrencer le lithium-ion pour des applications mobiles et notamment dans les véhicules électriques. Qui plus est, le sodium étant un élément abondant, il présente l’avantage d’être très largement disponible et à bas coût en comparaison du lithium.

 

Maturité et perspectives de développement

La technologie sodium-ion est actuellement en cours de développement. Les premiers prototypes datent de 2012. Les chercheurs se donnent ainsi comme perspective de développement de maintenir les performances de densité de puissance et d’énergie tout en augmentant les échelles d’applications. De même, il est nécessaire pour les chercheurs de diminuer le coût de production de la technologie afin qu’elle devienne compétitive par rapport à la technologie dominante, le lithium-ion. L’essor de la technologie sodium-ion pourrait être fortement accéléré en fonction des fluctuations du cours en bourse et de la disponibilité du lithium, son principal concurrent.

 

Savoir-faire français

Des laboratoires français du CEA et le CNRS ont mis au point un premier prototype de batterie sodium-ion qui présente des propriétés assez proches des premières batteries lithium-ion avec une densité énergétique de 90 Wh/kg. Pour une plus grande efficacité, ces laboratoires se sont regroupés en réseaux au travers du Réseau sur le Stockage Electrochimique de l’Energie (RS2E). Les chercheurs espèrent arriver à terme à des densités de l’ordre de 140 Wh/kg.

Supecondensateur

Les supercondensateurs sont constitués de deux électrodes imprégnées d’électrolyte et séparées par une membrane isolante. On peut voir les supercondensateurs comme des condensateurs de très grande dimension auxquels sont ajoutés des électrolytes à chaque électrode. Schématiquement, on peut aussi les considérer comme deux condensateurs en série. Lorsque l’on applique une tension aux bornes d’un supercondensateur, une zone de charge est créée au niveau des électrodes auxquels vont se rattacher les ions. L’énergie est ainsi stockée sous forme électrostatique, et non chimique comme pour les accumulateurs. Les supercondensateurs ont une durée de vie très supérieure aux accumulateurs mais leur potentiel de stockage est plus faible. Les supercondensateurs sont principalement considérés comme des systèmes de stockage d’appoint, complémentaires aux batteries ou aux piles à combustible.

 

Applications 

Systèmes de stockage hybrides

Associés à une autre technologie de stockage, les supercondensateurs peuvent être utilisés afin de stabiliser la production dans les grands parcs solaires ou éoliens. Ces systèmes hybrides peuvent en effet stocker l’énergie lors des épisodes de surproduction et la réinjecter par la suite dans le réseau lorsque celui-ci le nécessite et avec un niveau de performance supérieur à des systèmes classiques. L’association des deux technologies permet d’utiliser de manière complémentaire leurs différents avantages. La société Maxwell Technologies a récemment développé un dispositif hybride, en partie basé sur des supercondensateurs, capable de gérer des puissances de l’ordre du MW pour un parc éolien situé en Chine.

 

Applications dans les transports

Les supercondensateurs sont une technologie adaptée aux recharges rapides. Associés à des batteries classiques, ils sont notamment utilisés dans des systèmes de lignes de bus 100 % électrique reposant sur une multitude des recharges éclairs à chaque station.

Actuellement, les supercondensateurs sont utilisés pour récupérer l’énergie de freinage dans le domaine des transports. On recense des applications dans certains métros ou dans la Formule 1.

Certaines voitures utilisent également les supercondensateurs pour alimenter leur système « Start and Stop » afin d’effectuer un redémarrage automatique du moteur suite à un arrêt, ce qui permet d’économiser de l’essence.

 

Maturité et perspectives de développement

Les supercondensateurs existent depuis plusieurs années, mais jusqu’à présent, cette technologie n’a pas pu être déployée à un niveau industriel. Le coût de la technologie, ainsi que sa capacité de stockage, restent des freins à son développement. Ils restent aujourd’hui principalement utilisés en complément d’autres formes de stockage, ou pour des applications dans les transports. Toutefois, les possibilités d’amélioration du procédé sont très importantes sur cette technologie. De nombreux laboratoires et Universités étudient le sujet des supercondensateurs et les dernières recherches en la matière ont démontré que l’on pourrait augmenter de manière significative la puissance des supercondensateurs. De plus, le prix des supercondensateurs a considérablement chuté ces dernières années, ce qui amène les investisseurs et les chercheurs à s’y intéresser à nouveau.

 

Savoir-faire français

L’entreprise française PVI (Power Vehicle Innovation) a expérimenté en condition réelle l’utilisation de bus électriques équipés de supercondensateurs et d’accumulateurs électrochimiques.

Chaleur sensible

Dans un stockage thermique par chaleur sensible, l’énergie est stockée sous la forme d’une élévation de température d’un matériau de stockage. La quantité d’énergie stockée varie alors selon le volume, la capacité thermique, et la variation de température du matériau. Ce type de stockage est cependant limité par la différence de température disponible et celle supportée par le matériau ainsi que par les déperditions thermiques du système de stockage.

Chaleur latente

Dans un stockage thermique par chaleur latente, l’énergie est stockée sous la forme d’un changement d’état du matériau de stockage : fusion, vaporisation, … En effet, lors d’un changement d’état, un matériau emmagasine ou cède de la chaleur. L’énergie stockée dépend alors de la chaleur latente propre à chaque matériau et de la quantité du matériau de stockage qui change d’état. Contrairement au stockage sensible, ce type de stockage peut être efficace pour des différences de températures très faibles.

Echangeur de chaleur dans une centrale de stockage – Crédit photo : Emilian Robert Vicol en CC

Applications

Stockage de chaleur fatale industrielle

Les installations industrielles ou tertiaires produisant de la chaleur peuvent utiliser le stockage thermique afin récupérer la chaleur fatale issue de leur activité et ainsi limiter leurs consommations d’énergies liées au chauffage ou autres activités nécessitant de la chaleur. Par exemple, la chaleur perdue par un équipement de climatisation peut être collectée et stockée pendant la saison chaude et être utilisée pendant l’hiver. Ce stockage saisonnier est ainsi appelé STES pour « Seasonal Thermal Energy Storage ». Il existe ainsi différentes façons de stocker cette chaleur, par strates géologiques (UTES), par aquifère (ATES) ou par caverne géothermique (BTES).

 

Stockage de la production des centrales solaires à concentration

Le stockage thermique peut également servir pour stocker l’énergie issue de la production des centrales solaires à concentration (CSP). Certaines CSP utilisent des sels fondus, l’une des principales technologies de chaleur sensible, comme matériaux de stockage. Ceux-ci sont chauffés à très haute température à l’aide du rayonnement solaire. Par la suite, cette chaleur peut être utilisée pour produire de l’électricité via une turbine à vapeur classique. Ainsi, la centrale peut continuer à produire de l’électricité la nuit grâce à la chaleur emmagasinée par les sels fondus pendant de la journée.

 

Maturité et perspectives de développement

Les technologies de stockage thermique sont des technologies matures qui utilisent la chaleur comme moyen de stockage. Cette spécificité restreint leur application à des usages liés à l’utilisation de chaleur, comme par exemple, les centrales solaires à concentration. Des laboratoires continuent de travailler sur ce type de technologies afin d’améliorer leur rendement. Des études sont par exemple menées afin d’étudier les propriétés du verre fondu qui pourrait remplacer à terme les sels fondus.

Hydrogène

Dans le stockage d’énergie par hydrogène (en réalité dihydrogène), il est important de faire la distinction entre le procédé de l’électrolyse de l’eau qui permet la création du dihydrogène et les applications du dihydrogène comme la pile à combustible pour la génération d’électricité.

Opérateur dans une station de stockage de l’hydrogène – Crédit photo CNL en CC

Électrolyse de l’eau

L’électrolyse de l’eau est un procédé chimique permettant de décomposer l’eau en hydrogène et en oxygène sous l’impulsion d’un courant électrique. Le courant va permettre de briser les liaisons des molécules d’eau (H₂0) et ainsi former des ions hydroxyde (HO^–) et hydrogène (H⁺). Par réaction d’oxydoréduction au niveau des électrodes, ces ions vont alors être transformés en dihydrogène (H₂) et en oxygène (O₂). Il est ainsi possible de stocker de l’énergie sous la forme d’une réserve de dihydrogène gazeux ou liquide. Le dihydrogène produit est souvent désigné dans le langage courant comme « hydrogène ».

 

Pile à combustible

Une pile à combustible permet de générer un courant électrique à partir de dihydrogène en employant la réaction inverse à celle utilisée pour l’électrolyse de l’eau. Le système fait réagir de l’hydrogène et de l’oxygène pour produire de l’eau, de la chaleur et de l’électricité. L’électricité produite à base d’hydrogène peut ainsi être injectée sur le réseau d’électricité.

 

Applications de l’électrolyse de l’eau

Stockage d’énergie issue des épisodes de surproduction

En différent sa production aux périodes de surproduction du réseau ou de grands parcs de production d’énergie renouvelable, l’électrolyse de l’eau permet stabiliser les réseaux électriques et la production d’électricité renouvelable. Plusieurs projets, comme le projet MYRTE à Ajaccio, ont permis la stabilisation de la production photovoltaïque en utilisant la GreenenergyBox, un système associant un électrolyseur et une pile à combustible, mise au point par Areva.

 

Applications du dihydrogène

Véhicules à hydrogène

Le dihydrogène peut être utilisé pour des applications mobiles : comme carburant pour des véhicules en tout genre (voitures, camions, vélos, …) La plupart du temps, ces véhicules embarquent une pile à combustible qui permet d’obtenir un courant électrique et faire ainsi tourner un moteur électrique. Le dihydrogène à bord du véhicule est alors stocké sous forme liquide dans des réservoirs à très haute pression.

 

Injection dans le réseau de gaz

Le dihydrogène produit en sortie d’électrolyseur peut être utilisé afin d’être directement injecté dans le réseau de distribution du gaz naturel. Les réseaux de gaz peuvent accepter un mélange de gaz et de dihydrogène pour fonctionner et la part du dihydrogène peut atteindre jusqu’à 20%. L’injection du dihydrogène dans les réseaux de gaz naturel permet ainsi de valoriser l’énergie stockée au travers des réseaux de gaz.

 

Production de méthane par méthanation

Le dihydrogène produit en sortie d’électrolyseur peut également être utilisé afin de produire du méthane. En faisant réagir le dihydrogène (H₂) avec du dioxyde de carbone (CO₂), une réaction de méthanation s’enclenche produisant du méthane (CH₄) et de l’eau (H₂0). Le méthane ainsi produit peut ainsi être utilisé de deux façons : il peut être directement injecté dans le réseau de gaz naturel ou être utilisé comme combustible pour des centrales à gaz. Des projets de méthanation sont développés par divers opérateurs gaziers sous la dénomination « Power to gas ». GRTgaz a par exemple récemment inauguré le projet Jupiter 1000 situé à Fos-sur-Mer. Ce projet a pour objectif d’expérimenter et de valider la technologie du Power to gas.

 

Maturité et perspectives de développement

La technologie de stockage par hydrogène est l’une des technologies les plus étudiées en R&D. Il s’agit d’une technologie mature pour laquelle la recherche continue son effort afin d’en améliorer les performances. L’un des avantages de cette technologie repose sur sa capacité à répondre aussi bien à des usages mobiles qu’à des usages stationnaires. Mais les surcoûts liés à son stockage et son infrastructure de distribution limitent encore son usage à grande échelle. Des recherches complémentaires ainsi que le développement de la filière économique pourraient contribuer à l’inversion de cette situation. D’autres études se concentrent également sur l’identification de nouvelles applications qui pourraient utiliser l’hydrogène comme vecteur d’énergie principal.

 

Savoir-faire français

La France dispose d’un très bon savoir-faire dans le domaine de l’hydrogène, notamment au travers des démonstrateurs Jupiter 1000 à Fos-sur-Mer et Ghryd à Dunkerque.

Superconducting Magnetic Energy Storage (SMES)

Le SMES est un système permettant de stocker l’énergie sous la forme d’un champ magnétique. Le principe est de faire circuler un courant à l’intérieur d’une bobine supraconductrice que l’on va refroidir en dessous de sa température critique (environ – 270°C) et la court-circuiter. L’énergie contenue dans le champ magnétique est alors stockée dans la bobine. Les pertes sont presque nulles. Cette énergie peut ensuite être récupérée avec des temps de réponse très courts de l’ordre de la milliseconde. Le système est coûteux, car il nécessite l’utilisation de matériaux supraconducteurs onéreux et doit être fortement réfrigéré afin de fonctionner. Néanmoins, la technologie SMES peut apporter des avantages réels par rapport à d’autres solutions car elle dispose d’un rendement énergétique de l’ordre de 85 %, d’un temps de réponse très court et d’une longue durée de vie de l’ordre de 30 ans.

 

Applications

Lissage de la production et régulation du réseau électrique

Les SMES peuvent être utilisées pour le lissage de production électrique issue de sources de production renouvelable et à diminuer les microcoupures.

 

Maturité et perspectives de développement

La taille des SMES est variable et permet d’obtenir des capacités modulables entre 1 et 10 kWh. Leur implantation ne se heurte à aucune contrainte particulière excepté son coût. Le coût de la technologue constitue un frein au développement des SMES, car les matériaux supraconducteurs et les dispositifs nécessaires à la cryogénie, indispensable au fonctionnement du système, sont commercialisés à un prix encore très élevé. De plus, la consommation d’énergie pour le refroidissement de la bobine supraconductrice impacte le rendement global de l’installation. Les installations sont principalement des pilotes de démonstration qui se situent aux États-Unis. L’avenir de cette technologie, encore au stade de développement, sera fortement lié au coût des supraconducteurs et des technologies de cryogénie.

Le sujet du stockage est un sujet extrêmement riche. Comme il a été présenté dans ce dossier, de très nombreuses technologies existent et sont à différents stades de maturité dans leur développement. La complexité du sujet provient des nombreuses caractéristiques associées à chaque technologie : puissance type, capacité type, rendement, temps de réponse, coût, … Le tableau ci-dessous propose une synthèse de ces caractéristiques.

Chaque technologie disposant d’avantages et de limitations, le choix de leur application est autant critique que leurs performances individuelles. Par exemple, certaines applications exigent des temps de réponse très courts, là où d’autres nécessitent de très grandes capacités. Le choix de la technologie la plus appropriée se verra donc influencé. Il en va de même pour le critère du coût. Les approches coût-bénéfices sont indissociables des applications visées, qui valorisent différemment telle ou telle caractéristique donnée. Il ne s’agit pas d’un marché uniforme, mais au contraire, un marché très hétérogène dans son offre et dans ses applications.

 

L’effort général de recherche et de développement actuel amène régulièrement son lot d’avancées pour chacune des technologies. Nouveaux matériaux, nouveaux procédés, économies d’échelle, sont d’autant de moyens qui permettent d’améliorer les performances du stockage. Seule une analyse multicritère, et tenant compte des dernières avancées, permet de différencier les différentes technologies en vue d’une application précise.

Le tableau suivant dresse une synthèse des applications principalement constatées pour chaque type de technologie.

En France, le développement des moyens de stockage de l’énergie est une discipline traitée de longue date par de nombreux acteurs publics et privés. L’émergence du sujet des Smart Grids a récemment contribué à intensifier cette dynamique. En tant que premier pays d’Europe en termes d’investissements dans des projets de démonstration dans les Smart Grids, la France a pour ambition de devenir l’un des leaders mondiaux du sujet. Le stockage de l’énergie, enjeu clé des Smart Grids, fait naturellement l’objet d’efforts soutenus en termes de recherche et développement.

Ces efforts de recherche mobilisent aussi bien les instituts publics que privés, les industriels fournisseurs de solutions et les opérateurs de réseaux. La France a notamment déployé plusieurs programmes de recherche ayant pour objectif d’élaborer des technologies nouvelles et les processus d’industrialisation associés dans les prochaines années et décennies. Un effort particulier est fourni sur l’étude des modèles économiques les plus pertinents en fonction des usages des différentes technologies.

Afin de rendre les systèmes plus efficaces et plus compétitifs les laboratoires de recherche disposent de plusieurs approches possibles :

• Augmenter le rendement des installations et diminuer les pertes.
• Utiliser des matériaux moins onéreux ou plus abondants.
• Réduire les coûts d’installation et de maintenance.
• Trouver des couples chimiques offrant de meilleures performances.
• Réduire la quantité de matériaux utilisés.

Le savoir-faire français s’est également illustré dans la mise en œuvre pratique de technologies de stockage dans des projets de démonstration. Le tableau ci-dessous en propose une synthèse non-exhaustive.

Plus d’information sur ces démonstrateurs est disponible sur la cartographie interactive des démonstrateurs de Think Smartgrids.

ITEMS International pour Think Smartgrids