Le stockage, un enjeu pour l’intégration des énergies renouvelables

26/08/2017
OAI : oai:www.see.asso.fr:1301:2013-3:19550
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Le stockage, un enjeu pour l’intégration  des énergies renouvelables

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42 REE N°3/2013 LE STOCKAGE DE L'ÉLECTRICITÉ Olivier Grabette Directeur R & D Innovation, RTE Introduction Le stockage revient sur le devant de la scène au moment où le développement des énergies nouvelles renouvelables et leur intégration dans le système élec- trique est un enjeu de la transition énergétique. Bien que l’on en parle beaucoup et bien que de nouvelles technologies et solutions innovantes fassent l’objet de démonstrations ou de publications, le modèle écono- mique du stockage est loin d’être stabilisé. Plus préoc- cupant, des projets européens de développement de nouvelles capacités s’appuyant sur des technologies matures comme les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP), qui trouvaient leur rentabilité il y a 4 ou 5 ans, l’ont perdue et sont aujourd’hui gelés. Le stockage et les réseaux électriques : concurrence et complémentarité Les réseaux électriques, et leur complexité inhérente à l’exigence de réaliser à tout moment l’équilibre entre la production et la consommation, se sont développés en particulier parce que le transport d’électricité est bien plus efficace que le stockage. Les systèmes élec- triques, connaissent de fortes variations de consom- mation sur des périodes courtes. Il suffit pour s’en convaincre de consulter la courbe de consommation sur 24 heures d’une journée d’été (figure 1). Le stockage, un enjeu pour l’intégration des énergies renouvelables Development of renewable energy sources is challenging the power system operation. Balancing consumption and generation at different times, from real time up to 10 years, with an increasing part of intermittent and fatal sources should indicate a clear route to storage development. Up to now an opposite situation occurs. New storage project in Europe has been stopped because of missing business model, and there is no long term economical signal showing it could change in the near future. The capability to predict, with a good accuracy, and share through the European transmission system the renewable produc- tion places storage in direct competition with other sources of flexibility. However, use case of storage is not limited to energy balancing. Ancillary services, connexion cost optimization, quality of supply are among other possible services offered by sto- rage installation. For all of those, understanding technical requirements and economical issues is an initial condition to open a favourable game area for storage. Exploring new multiservice models through demonstrators, redesigning the electricity market in Europe are key initiatives to approach a new era for storage development. It doesn’t prevent innovation to improve performance and reduce cost, an essential condition to give a chance for storage solution compared to other flexibility sources. ABSTRACT Figure 1 : Courbe de charge de consommation sur 24 heures d’une journée d’été. REE N°3/2013 43 Le stockage, un enjeu pour l’intégration des énergies renouvelables Le stockage prend dans ce contexte d’autant plus de valeur qu’il est associé à un parc de production peu flexible ou que le réseau limite la capacité à mobiliser cette flexibilité, du fait par exemple de congestion. Dans la phase de développement du parc de production nucléaire, dont la flexibilité est limitée, 5 GW de capacité de stockage par STEP ont été construits, valorisant le potentiel de certains sites hydrauliques. En com- plément, le déploiement de chauffe-eaux à accumulation télécommandés pour fonctionner la nuit permet un stockage d’énergie sous forme de chaleur pour une capacité supplé- mentaire de l’ordre de 4 GW. Le développement du stockage par STEP s’est fait dans le cadre d’une optimisation d’un large parc de production, telle qu’elle s’organisait dans un mono- pole. Le financement du stockage thermique s’est fait par la mise en place d’une incitation tarifaire. La mise en place du marché de l’électricité en Europe au tournant du millénaire a modifié les règles du jeu et a permis de mutualiser les moyens flexibles de production, largement disponibles après le développement de nombreux projets de cycles combinés à gaz en Europe. La flexibilité des prix a ouvert la voie à un nouveau mode de justification éco- nomique des projets de stockage par un arbitrage temporel sur le marché : soutirage d’énergie en période de prix bas et injection en période de prix haut. Différents projets de stockage par STEP ont émergé dans cette période dans les pays européens disposant d’un potentiel hydraulique, en par- ticulier la Suisse, l’Autriche et la Norvège. Ils trouvaient leur justification économique dans la structure des prix en intra- journalier ou bien sur un horizon de quelques jours (pour tirer par exemple parti des prix bas pendant les week-ends). Les perspectives d’évolution de la part des énergies nou- velles renouvelables dans le mix énergétique européen ou- vraient à priori un contexte favorable à la réalisation de ces projets, l’intermittence pouvant logiquement amplifier l’effet de spread sur les prix (écart temporel des prix). Quelques années plus tard, c’est à l’inverse le gel des investissements dans les projets de stockage que l’on constate. Comment expliquer cette situation ? Quels sont les différents services rendus par le stockage sur un réseau électrique ? Quels en sont les modes de rémunération ? Avec quelles autres solu- tions entre-t-il en concurrence ? Que faire pour ouvrir la voie du développement du stockage ? Qui doit porter l’investisse- ment ? Autant de questions que nous essaierons d’éclairer. Le développement des énergies renouve- lables : un nouveau deal pour le stockage ? L’intérêt du stockage pour un mix énergétique reposant sur une forte proportion d’énergies renouvelables intermit- tentes apparaît intuitivement comme une évidence. Pour au- tant cette évidence n’est pas confirmée par les faits. Au-delà des apparences, il y a nécessité à comprendre les services rendus par le stockage dans un système électrique à forte proportion d’EnR. L’équilibre offre demande Le premier usage, le plus trivial, est celui qui contribue à l’équilibre de l’offre et de la demande en énergie. Le raccour- ci généralement fait entre énergies renouvelables et besoin de stockage vient de leur caractère intermittent. C’est négli- ger le fait que, bien qu’intermittentes, elles sont prévisibles, Figure 2 : Variabilité de la production solaire à plusieurs échelles. 44 REE N°3/2013 LE STOCKAGE DE L'ÉLECTRICITÉ d’autant mieux que cette prévision se fait sur une échelle géographique assez large. Ainsi à la maille France, l’outil IPES basé sur des modèles développés par RTE pour prévoir la production éolienne permet avec 12 heures d’anticipation d’obtenir d’excellents résultats, avec une marge d’erreur in- férieure à 5 %. Ce niveau de précision n’est évidemment accessible qu’à cette échelle. Elle chute dès que l’on cherche à la réaliser à une maille locale. Les équilibres électriques se construisent aussi à une large échelle, celle de la zone de synchronisme, c’est-à-dire une grosse partie de la zone européenne continentale pour ce qui concerne la France. La mutualisation assurée par le réseau électrique sur cette zone permet de tirer parti du phénomène de foisonnement de la production renouvelable intermittente (figure 2). Cette capacité à prévoir permet de mobiliser les res- sources de flexibilité nécessaires en fonction en général de leur préséance économique. Le stockage n’ayant pas d’avan- tage fonctionnel particulier par rapport à d’autres ressources flexibles parmi lesquelles les moyens de production de pointe et semi pointe, mais aussi les effacements, c’est sa pertinence économique qui sera le facteur déterminant de son développement. La rentabilité dépend, pour la part recette, des écarts de prix sur le marché. Les projets d’investissement dans les STEP évoqués précédemment s’appuyaient sur les écarts constatés avant 2010. Le fort développement des énergies renouvelables subventionnées a comprimé cet écart en de- hors de quelques épisodes singuliers et assez rares, rédui- sant les recettes dans les mêmes proportions. Les courbes de la figure 3 illustrent parfaitement ce resserrement des prix. Dans ce contexte les perspectives de recette diminuent, à l’opposé de ce que l’on pouvait attendre. Le coût du stockage L’autre variable est le coût du stockage qui se décompose en trois composantes majeures : réseau de distribution pour le stockage diffus ; - sentent généralement la plus grosse part. La première est indépendante de la technologie. Les caractéristiques de la solution pour les deux autres compo- santes sont déterminantes de la rentabilité économique du moyen de stockage et in fine de la décision d’investissement. Le coût réseau est basé sur le principe d’usage et comprend une composante puissance et une composante énergie. Le stockage génère des flux physiques, comme les autres utili- sateurs et est donc soumis aux mêmes règles de tarification : soutirage, comme un consommateur en phase de stockage et injection, comme un producteur en phase de déstockage. Les coûts d’exploitation sont un paramètre économique important dans la décision. Le rendement de l’installation défini comme le ratio entre l’énergie soutirée et l’énergie restituée intervient dans l’équilibre économique global. Le rendement de certaines technologies dépend directement de la durée de stockage. Cela a un impact sur la capacité du moyen de stockage d’intervenir en arbitrage sur des durées plus ou moins longues, donc sur les recettes générées. La dernière composante du coût dépend du montant d’in- vestissement par unité énergétique et des charges financières afférentes. Pour les technologies matures comme les STEP, les sites les plus faciles à aménager le sont déjà. Il n’y a pas à attendre de bonne surprise sur ce registre. Pour les solutions plus récentes, en particulier distribuées comme les batteries Figure 3 : Evolution du ratio en moyenne et sur les périodes pointe et creuse du marché. REE N°3/2013 45 Le stockage, un enjeu pour l’intégration des énergies renouvelables et les roues inertielles, les coûts par MWh restent très élevés. Il faudrait atteindre une réduction de plusieurs facteurs pour espérer entrer dans la zone de pertinence économique. Ouvrir une nouvelle fenêtre favorable aux investissements sur le stockage passe en premier lieu par un travail sur l’archi- tecture de marché afin que les signaux économiques soient propices à des investissements de long terme. L’utilisation des moyens de stockage pour la gestion du système aux dif- férents horizons de temps a un impact direct sur le fonction- nement du marché de l’électricité. Le rôle spécifique d’un gestionnaire de réseau de transport comme RTE l’empêche d’investir directement dans ce type d’actif. RTE ne peut opé- rer directement de tels moyens sauf à remettre en cause son exigence de neutralité et de transparence dans l’utilisation des ressources disponibles pour la maîtrise des grands équi- libres du système électrique. Quelle contribution possible aux services système ? Les « services système » regroupent l’ensemble des ré- serves essentielles à la maîtrise de la fréquence en temps réel et les moyens de réglage de la tension. RTE achète ces services auprès des producteurs de manière régulée et non par un mécanisme de marché. Les STEP contribuent à ces services, en particulier pour la réserve rapide. Il n’y a pas en France à court ou moyen terme de raison de penser qu’il puisse y avoir des difficultés à se fournir en services système. La production en énergies renouvelables ne four- nit pas aujourd’hui de services système. Une augmentation importante de leur part dans le mix énergétique français pourrait conduire à une rareté plus grande du produit service système ouvrant ainsi la voie au développement de moyens de stockage répondant à ce besoin fonctionnel. Cette hypo- thèse est, elle aussi, fragile. Rien n’empêche en effet que la production à base d’énergies renouvelables contribue à ces services. Le projet de recherche européen Twenties, auquel RTE est associé, a ainsi démontré cette capacité pour une ferme d’éoliennes terrestres. Une évolution du contrôle com- mande des systèmes de conversion des éoliennes permet- trait d’ajouter cette fonction. La question est plus complexe pour la production photovoltaïque diffuse et, dans ce cas de figure, le stockage, en particulier par batterie, pourrait appor- ter une part de la solution. Cette approche est testée dans les systèmes insulaires. La proportion du photovoltaïque en France, aujourd’hui et même à l’horizon 2020 ne permet cependant pas de justifier ce type de solution. Certaines zones des Etats-Unis et en particulier la zone du Nord-Est, offrent un paysage différent qui ressemble à un eldorado pour les investisseurs dans le stockage. On y annonce en effet un temps de retour sur investissement infé- rieur à quatre ans sur le marché des services système. Cette situation insolite résulte à la fois d’une organisation très diffé- rente du marché de l’électricité et d’un lobbying de certains acteurs industriels du secteur. L’opérateur du système élec- trique se fournit en services système sur le marché. Un grand nombre de producteurs classiques ont décidé de ne pas se placer sur ce marché afin de privilégier une gestion stabili- sée de leur production, générant une pression sur l’offre et donc une augmentation des prix favorable au stockage. Cer- tains y voient bien évidemment la solution à importer. D’une part l’architecture de marché de cette zone des Etats-Unis n’est pas adaptée à la situation européenne, d’autre part une augmentation du coût des services systèmes se retrouverait intégralement dans le tarif public d’utilisation du réseau. Ce sont donc les clients qui financent in fine le surcoût propre à cette approche. Le stockage : une alternative au dévelop- pement de réseau ? Les projets d’investissement de nouvelles infrastructures de réseau sont justifiés parce qu’ils permettent le raccorde- ment d’un nouveau client, producteur ou consommateur, mais aussi parce que des contraintes apparaissent sur le ré- seau existant, du fait d’une augmentation de la consomma- tion ou de l’évolution des flux électriques liés en particulier à la mutation importante que connaît le système électrique européen. L’investissement est déclenché lorsque le coût pour la collectivité du risque d’une défaillance partielle du système électrique est supérieur au coût de la nouvelle in- frastructure. Les méthodes de type VAN (valorisation actuali- sée nette) prennent en compte le nombre d’heures pendant lesquelles les critères de sécurité ne sont plus respectés et le coût de l’énergie non distribuée qui peut en résulter. Pour le raccordement d’une production intermittente, le dimen- sionnement du réseau est en général réalisé pour évacuer la puissance maximale, alors que la production moyenne ne représente souvent que 30 % de cette puissance. Le moyen de stockage peut intervenir en tant que tampon permettant de lisser la courbe d’injection sur le réseau et d’éviter ou de retarder des renforcements de réseau coûteux et souvent longs à mettre en œuvre. Cette approche pose cependant d’autres problèmes. D’une part la localisation du moyen de stockage. Il devra être situé en un point du réseau favorable à la résolution de la situation de contrainte. Cela limite donc les solutions techniques car la localisation des moyens de forte puissance est liée à l’existence de facteurs favorables, comme a minima une retenue d’eau pour les STEP ainsi que la possibilité d’un bassin inférieur, ou d’une cavité en sous- 46 REE N°3/2013 LE STOCKAGE DE L'ÉLECTRICITÉ sol pour les systèmes à air comprimé. En pratique ce sont donc les solutions de type batteries qui semblent pouvoir répondre le plus souvent à ce besoin, avec des coûts très élevés pour le moment. Les roues inertielles ne disposent pas d’une autonomie suffisante pour répondre efficacement à ce besoin. Toutes les études réalisées jusqu’à présent ont confirmé l’intérêt pour la collectivité d’investir dans des in- frastructures de réseau plutôt que dans le stockage. L’avan- tage pour la solution réseau se situe généralement dans des facteurs entre 4 et 6. Un autre aspect particulièrement délicat à prendre en compte résulte des écarts de prix marché entre le moment où l’on stocke et le moment où l’on déstocke. On peut avoir à compenser ce manque à injecter par un achat d’énergie sur le marché à injecter en un autre point du réseau et de même, au moment de la restitution, il faut compenser l’impact sur les périmètres d’équilibre. En outre, se pose également la question du financement, de la propriété de l’actif et du mécanisme d’activation. Le cas le plus simple est celui où le stockage est associé au moyen de production. Lorsque cela permet d’optimiser le coût de raccordement, qui est directement porté par le projet du producteur, il appartient à celui ci d’optimiser son pro- jet en y intégrant un moyen de stockage, puis d’utiliser au mieux la combinaison production plus stockage pour res- pecter les limites physiques d’injection sur le réseau tout en recherchant les meilleurs effets de levier sur les marchés. Des projets sont en cours de montage, souvent sous forme de démonstrateurs associant production éoliennes et stoc- kage offshore, pour explorer ce modèle. Bien évidemment ce schéma ne fonctionne plus si l’on est sous le régime de l’obligation d’achat où seul subsiste le levier d’optimisation du coût de raccordement. Bien que complexe à mettre en œuvre, des solutions de ce type peuvent dans certains cas permettre de réconcilier des délais différents entre installation de production EnR et développement du réseau amont. Cette situation est typique de ce qui se déroule en Italie où plus de 10 GW de produc- tion photovoltaïque se sont développés dans le Sud du pays en un an alors que la consommation est plutôt située au Nord. Inutile de dire qu’il faudra attendre quelques années avant de pouvoir réaliser les renforcements de réseau néces- saires au rééquilibrage de la situation. Le stockage est donc étudié par l’opérateur de réseau de transport comme un pal- liatif à cette situation singulière de déséquilibre. Le développement des énergies renouvelables en France, qui prend en compte les capacités d’accueil existantes pour définir les cibles prioritaires de développement des moyens de production EnR, permet dans un premier temps d’éviter de rencontrer ce type de situation aberrante et particulière- ment coûteuse pour la collectivité. C’est donc dans une deu- xième phase de développement des EnR, après avoir épuisé les capacités accessibles à coût optimal que cette question pourrait se poser. Le stockage : un outil au service de la qualité de l’électricité Le dernier cadre de valorisation du stockage est l’amélio- ration de la qualité de l’onde électrique. Pour ce type d’usage les systèmes à base de roues inertielles ou de batteries sont les mieux adaptés. Ils sont déjà utilisés par des industriels re- cherchant un très haut niveau de qualité de l’onde électrique. RTE a investi depuis de nombreuses années pour amé- liorer la qualité de la fourniture d’électricité en conduisant aussi bien des actions de renforcements structurels que des améliorations des automatismes et systèmes de protection. Ainsi, si le stockage est clairement identifié dans la palette des solutions permettant de contribuer à l’amélioration de cette qualité, aucune situation n’a été identifiée qui puisse justifier d’y faire appel. Si de telles situations devaient émerger dans le futur, elles seraient en nombre restreint et certainement pas en volume suffisant pour faire décoller le marché du stockage. Comment faire une place au stockage ? Si l’on a pu rapidement parcourir les différents usages du stockage et constater que les conditions économiques de son développement ne sont pas aujourd’hui réunies, il reste essentiel au système électrique. La priorité, pour déclencher des investissements dans le stockage en Europe, serait de repenser l’architecture du mar- ché de l’électricité en Europe. Imaginé il y a plus d’une dé- cennie, il est basé sur la mise en concurrence des prix des différentes offres d’énergie. Il n’est plus suffisant pour traiter de la complexité de la situation actuelle en particulier du fait d’une part croissante d’énergies intermittentes subventionnées, donc échappant à la logique même de ce marché. Ce dernier ne donne plus les signaux économiques de long terme qui dé- clenchent les investissements, qu’ils soient d’ailleurs dans le champ de la production flexible ou des moyens de stockage. Le projet de mécanisme de capacité vise à corriger une partie du problème mais reste une initiative nationale et ne se subs- titue pas au besoin de révision du modèle européen. Une autre approche à développer est la capacité du stockage à offrir plusieurs services. C’est le sens d’une expérimentation menée dans le cadre du projet Venteea, piloté par ERDF dont RTE est partenaire et l’un des bé- néficiaires des services offerts par une batterie de 2 MW installée dans un poste de transformation 90/20kV. RTE testera la fourniture de services système, en complément REE N°3/2013 47 Le stockage, un enjeu pour l’intégration des énergies renouvelables des services offerts au gestionnaire du réseau de distribu- tion. D’autres démonstrateurs intègrent également du stoc- kage selon différents scénarios, en particulier des batteries réparties chez les particuliers. Le test de différents modes de fonctionnement, de plusieurs combinaisons de services permettra d’établir d’autres modèles économiques. Reste qu’une des variables importantes sera toujours le coût trop élevé du stockage réparti. Les efforts de recherche et développement devront s’attacher d’une part à réduire ce coût, mais aussi à maîtriser l’impact environnement de ces technologies. L’augmentation de la part des renouvelables dans le mix énergétique doit s’accompagner du développement de nou- velles sources de flexibilité, parmi lesquelles le stockage. En complément, la recherche et l’innovation doivent contribuer à améliorer la performance en rendement des solutions de stockage et de leur compétitivité par rapport à d’autres moyens de flexibilité. En France, la part encore réduite des énergies renouvelables dans le mix énergétique laissent un peu de temps pour peaufiner les modèles économiques à travers les démonstrateurs et permettre à l’industrie de pro- poser des solutions moins coûteuses et plus performantes. Il y a cependant fort à parier que le stockage deviendra un enjeu de la prochaine décennie, et qu’il s’agit d’être prêt à l’horizon 2020, en ayant levé certains des verrous qui en bloquent le développement aujourd’hui. Olivier Grabette est directeur de la recherche-développement et innovation de RTE, le gestionnaire du réseau de transport français. Après avoir travaillé pendant plus de 10 ans à EDF dans le domaine de l’ingénierie des infrastructures des réseaux de trans- port en France et à l’étranger, il a rejoint RTE en 2002, où il a occupé différentes responsabilités en région et au niveau national avant de créer la Direction de la R&D Innovation en janvier 2012. L'AUTEUR