Le stockage de l’électricité dans les systèmes insulaires

26/08/2017
Auteurs : Bernard Mahiou
OAI : oai:www.see.asso.fr:1301:2013-3:19554
DOI :

Résumé

Le stockage de l’électricité dans les systèmes insulaires

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REE N°3/2013 69 LE STOCKAGE DE L'ÉLECTRICITÉ Bernard Mahiou Directeur Finances et Développement EDF Systèmes Energétiques Insulaires Introduction Les systèmes insulaires, également dénommés zones non interconnectées (ZNI), sont constitués, d’une part de la Corse, la Martinique, la Guadeloupe, la Réunion et la Guyane (qui est une île « électrique ») pour lesquelles l’opérateur est la Direction des Systèmes Energétiques Insulaires (SEI) d’EDF, et d’autre part de Mayotte dont l’opérateur est Electricité de Mayotte (EDM) société détenue à 50 % par le Conseil Général et à 25 % par EDF et la SAUR. Ces ZNI sont de véritables laboratoires de la place potentielle du stockage dans les systèmes électriques du futur. Compte tenu des modes historiques de production (chers, car de petite taille et utilisant des combustibles fossiles), la compétitivité naturelle des énergies renouvelables (EnR) y est bien meilleure que dans les grands systèmes interconnectés. Cette compétitivité naturelle alliée à des politiques pu- bliques puissamment incitatives a entraîné des taux de pénétration des EnR, notamment intermittentes, qu’on ne verra que dans un avenir lointain en France métropolitaine et dans le système électrique euro- péen interconnecté. Les problématiques afférentes de fluctuation et d’intermittence viendront justifier le recours au stockage comme moyen de lissage et de réserve. Le modèle intégré production, transport, dis- tribution en vigueur dans les systèmes insulaires rend plus aisée l’optimisation entre acteurs. Un modèle économique basé sur la péréquation tarifaire Les coûts de production de l’électricité sont par- ticulièrement élevés dans les ZNI, en raison notam- ment d’un mix énergétique basé majoritairement sur du thermique et des coûts d’approvisionnement en combustibles fossiles. Le coût moyen de production de l’électricité est de l’ordre de 200 /MWh ce qui est très supérieur à la part production du tarif régle- menté de vente. La loi du 3 janvier 2003 relative aux marchés publics du gaz et de l’électricité et au service public de l’énergie, a instauré un dispositif de compensa- tion des charges de service public supportées par les opérateurs, à travers la contribution au service public de l’électricité (CSPE), payée par les consommateurs d’électricité. Ces charges concernent principalement la péréquation tarifaire des ZNI et les obligations d’achat, notamment des EnR. L’évolution de ces charges pour les ZNI est en hausse très importante et l’écart s’est creusé très for- tement avec le chiffre d’affaires généré par la vente d’électricité aux tarifs réglementés. Cela est dû à l’aug- mentation de la consommation d’électricité et à celle des prix des combustibles fossiles. Il se rajoute depuis 2010 la part relative à l’achat de l’électricité photovol- taïque (PV) qui ne cesse de croître et qui représente- ra en 2013 un montant de CSPE de plus de 200 M Le stockage de l’électricité dans les systèmes insulaires France’s “electric islands” are the oversea departments and Corsica that have small, isolated grids in zones which are not connected with the continental grid (ZNI). Renewable, intermittent forms of energy (especially photovoltaic) have grown exponentially on these islands since 2008, thanks to the backing of public policies for setting objectives, tax exemptions, and the rates for purchasing the electricity thus generated. However, the rapid and massive deployment of wind and solar energy may endanger the stability of the electric system: these productions are subject to rapid variations that are difficult to predict and that other local energy source are not able to compensate properly. As a consequence, a regulatory technical acceptability limit for intermittent energy has been defined to 30% above which it becomes difficult to balance the system. With controlled energy storage, it will be possible to maintain the stability and security of the electricity system. Owing to several experiments of storage of electricity, the ZNIs have become laboratories for anticipating the future difficulties that interconnected electricity grids will have to handle once the share of renewable, intermittent electricity will have risen significantly in the energy mix. ABSTRACT 70 REE N°3/2013 LE STOCKAGE DE L'ÉLECTRICITÉ pour 500 GWh soit plus de 400 /MWh. Le PV représentera ainsi 13 % des charges CSPE pour 5 % de l’énergie produite. Le mix énergétique dans les systèmes insulaires Les ZNI se caractérisent par une forte part des EnR dans leur mix électrique. Celles-ci représentent 21 % du mix en 2011 et peuvent monter à 25 % en fonction de l’hydraulicité. Cette proportion est supérieure à celle prévalant en métro- pole (15 %) et dans la plupart des réseaux isolés étrangers. Cette situation est cependant contrastée : alors que les EnR peuvent assurer 60 % de la consommation en Guyane, grâce au barrage de Petit-Saut, et 30 % à la Réunion, leur part est faible en Martinique et à Mayotte (4 à 5 %). Il faut noter l’objectif très ambitieux assigné aux DOM par la loi Grenelle d’atteindre 50 % d’EnR en 2020 et l’autono- mie énergétique en 2030. Les contraintes apportées par les énergies intermittentes Les contraintes apportées par les énergies intermittentes portent sur plusieurs aspects : Le gestionnaire du système électrique doit satisfaire les besoins d’électricité des consommateurs tout au long de la journée. Or ces besoins évoluent en permanence. Dans les systèmes insulaires, l’écart entre les besoins de puissance varie du simple au double entre d’une part le milieu de la nuit et d’autre part le jour et le soir. Pour satisfaire ces besoins évolutifs, il est nécessaire de disposer de sources de production d’électricité maîtrisées par le gestionnaire du système électrique (dites dispatchables) et dont la puissance est garantie. C’est le cas des énergies fournies par les centrales thermiques et les centrales hydrau- liques disposant d’un barrage et d’un réservoir conséquent. Cela peut également être le cas de certaines EnR comme la biomasse, le biogaz avec stockage ou encore la géothermie. Ce n’est pas le cas des énergies intermittentes comme l’éo- lien ou le PV dont la production est imposée par sa source d’énergie primaire et n’est pas contrôlable. Le gestionnaire du système électrique, étant garant de la sûreté du système, se doit d’éviter les coupures de toute nature et notamment celles dues aux incidents de production. Il détient en ce sens la capacité de déconnecter les installations de production électrique à caractère intermittent (éoliennes et PV) lorsque leurs puissances injectées dépassent 30 % de la puissance totale circulant sur le réseau. Ces dispositions font l’objet de l’arrêté du 23 avril 2008. Elles sont issues d’un retour d’expé- rience d’EDF. Ce seuil d’insertion de 30 % est d’ores et déjà atteint à fin 2012 en Corse et dans tous les DOM à l’exception de la Martinique et de la Guyane où il est de 25 %. Il est impor- tant de noter que le gestionnaire du système électrique est confronté à de véritables difficultés de gestion du réseau sur- Figure 1 : Les EnR dans le mix dans les DOM et en Corse – 21 % en 2011 – Actuellement l’essentiel de la production vient de l’hydraulique (Guyane, La Réunion, Corse), de la biomasse (Réunion, Guadeloupe) et du photovoltaïque. REE N°3/2013 71 Le stockage de l’électricité dans les systèmes insulaires tout en l’absence de moyens réglants comme l’hydraulique ou des turbines à combustion. Le stockage d’électricité Le stockage d’électricité est un des moyens pour répondre aux difficultés d’insertion des EnR intermittentes. EDF a lancé à ce titre de nombreuses expérimentations et s’attache à étu- dier toutes les possibilités en la matière qui seront illustrées dans la suite de l’article : décentralisé chez le consommateur, décentralisé chez le producteur d’EnR intermittentes, centra- lisé sous le pilotage du gestionnaire du système électrique. Le stockage décentralisé chez les particuliers consom- mateurs peut trouver sa justification en garantissant une puissance disponible et une qualité de l’onde électrique dans un contexte électrique perturbé. Ces moyens peuvent être à la main du client ou constituer un élément d’un ré- seau intelligent d’ensemble avec pilotage partagé entre le client et le gestionnaire de réseau. C’est le cas du projet MILLENER piloté par EDF qui vise à développer cette expertise à travers une expérimentation à une échelle limitée en Corse, Guadeloupe et à la Réunion. Le stockage décentralisé chez le producteur est associé à un moyen de production et permet de surmonter les limi- tations qu’engendrent les technologies intermittentes telles que l’absence de services système, une prévisibilité de pro- duction défaillante ou un profil de production inadapté aux besoins de la consommation. C’est le cas de l’expérimenta- tion PEGASE qui est décrite ci-après. On trouve également les fermes de production éolien + stockage et PV + stockage, dont les lauréats issus des appels d’offres de la CRE viennent d’être désignés dans lesquels des spécifications techniques imposées aux producteurs d’électricité sont centrées sur la prévisibilité journalière sans viser l’effacement de pointe de consommation. Enfin, le stockage peut également être centralisé à la dis- position du gestionnaire du système électrique quel qu’en soit le propriétaire et peut permettre un report de production à la pointe. C’est le cas des stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) marines étudiées aux Antilles et à la Réunion et décrites plus loin. Le stockage décentralisé chez le consom- mateur : MILLENER EDF a répondu en 2009 à l’appel à manifestation d’intérêt (AMI) concernant « les réseaux et systèmes électriques intel- ligents intégrant les énergies renouvelables » pour un dé- monstrateur adapté aux réseaux et aux systèmes électriques insulaires. Le projet MILLENER (Mille Installations de gEstion éNERgétique dans les îles) fait partie des tout premiers pro- jets validés dans ce cadre, par le CGI (Commissariat Général à l’Investissement) fin 2010. Un consortium a été constitué avec plusieurs partenaires industriels (BPLG, DELTA DORE, EDELIA, SAFT, SCHNEIDER ELECTRIC, SUNZIL) pour propo- ser un démonstrateur basé sur des solutions photovoltaïques distribuées associées à des systèmes de stockages intelli- gents par batteries et des systèmes “Energy Box” dans des maisons intelligentes pour encourager la maîtrise de l’énergie et piloter des délestages sur certaines installations internes des clients. Il est important de noter que le cadre industriel et « régu- latoire » des systèmes électriques îliens, caractérisé par un opérateur intégré « acheteur unique », facilite l’élaboration et l’expérimentation de solutions industrielles « globales » d’opti- misation du système électrique. Ce contexte permet notam- ment de s’affranchir des règles « continentales » de séparation régulé/dérégulé qui peuvent s’avérer contraignantes dans des projets de R&D visant justement à optimiser à la fois les en- jeux de maîtrise de la demande et de gestion technico-écono- mique des infrastructures de production et de réseau. A ce jour, le projet MILLENER envisage ainsi de mettre en œuvre : Box”. L’ensemble de ces équipements sera piloté par une plate- forme informatique communicante centralisée. L’objectif de cette opération pilote est de contribuer à : l’équilibre en temps réel entre l’offre et la demande d’élec- atteindre le plus rapidement possible les objectifs de déve- loppement endogène et d’autonomie énergétique souhai- tés par certaines régions. La figure 2 illustre les différents composants du système PV + stockage + "Energy box” : fournis par SCHNEIDER, permettant une charge à partir du réseau, dimensionné pour délivrer de la puissance au réseau. Les convertisseurs permettent la charge des batte- ries à partir du champ PV et la conversion DC/AC pour le 72 REE N°3/2013 LE STOCKAGE DE L'ÉLECTRICITÉ Figure 2 : Schéma de fonctionnement de MILLENER. - tribution de l’utilisateur, il permet de commander de façon sélective un certain nombre de consommation dans l’habi- tat (le chaud, le froid, l’éclairage…) et permet à l’utilisateur, moyennant une interface Homme Machine adaptée, de (BPLG) : une infrastructure communicante permet de relier l’ensemble des installations individuelles entre elles et de les piloter de façon agrégée afin d’apporter une contribution au gestionnaire de système électrique îlien en fonction des besoins exprimés par ce dernier pour le maintien de l’équi- libre offre demande. L’investissement global est 30 M sur 4 ans dont 14 M sont financés par des subventions de l’ADEME et des régions concernées. Les premières installations sont en cours et les premiers enseignements sont attendus pour 2014. Le stockage décentralisé chez le producteur : PEGASE Dès 2007, EDF s’était interrogée sur le stockage d’énergie électrochimique dans un système électrique fragile Ces dispo- sitifs de stockage d’électricité peuvent potentiellement aider à optimiser le système électrique en permettant le transfert de l’électricité produite pendant les heures creuses par les moyens de base vers les heures de pointe, en se substituant ainsi aux moyens de production de pointe. Les caractéristiques recherchées d’un tel dispositif de stockage doivent par consé- quent répondre à trois critères fondamentaux : gestionnaire du système puisse compter sur les batteries pour de production (réduction des émissions CO2 , rendre pos- sible l’augmentation de la part des EnR). EDF avait ainsi décidé d’investir dans une batterie sodium soufre (NaS), qui était à l’époque la seule offre industrielle et commerciale. Cela a abouti à l’installation d’une batterie d’1 MW pour une énergie installée de 7 MWh sur un poste source dans la partie nord-est de la Réunion. Cette batterie comprend 20 modules de 50 kW et un système de conver- sion qui permet de soutirer ou de réinjecter de l’énergie sur le réseau. Ce projet a été achevé en décembre 2009 et a fonctionné pendant 2 ans. Le premier mode d’exploitation était le report d’énergie. La problématique de l’intermittence des énergies renouvelables ne se présentait pas encore véritablement. Environ 500 cycles ont ainsi été cumulés. Nous avons pu REE N°3/2013 73 Le stockage de l’électricité dans les systèmes insulaires observer un très bon fonctionnement de plus de 2 000 MWh qui ont été produits sans défaillance. Dans l’intervalle, la production photovoltaïque a fortement crû à la Réunion. En avril 2012, avec 138 MW installés en photovoltaïque et 20 MW en éolien, le seuil des 30 % a été atteint, ce qui a nécessité la déconnexion de certains ou- vrages, même si cela n’a été fait que de manière très tempo- raire. EDF a ainsi lancé une expérimentation complémentaire en travaillant sur la prévision de production, l’optimisation énergétique et l’utilisation d’un stockage d’énergie pour gérer les écarts. L’objectif n’est pas d’investir dans de nouveaux moyens de production et de stockage, mais d’utiliser les dis- positifs existants en travaillant avec les producteurs. La batterie étant considérée comme un procédé qui consomme (en charge) ou qui produit (en décharge) de la puissance électrique, il est possible d’optimiser cette dernière afin de garantir un plan de production stable et mieux inté- grable dans le mix de la production globale. Les demandes de production/consommation de la batterie déterminées par pas de temps sont désignées par les consignes optimales de puissance de charge ou de décharge. On distingue ainsi les consignes optimales journalières établies sur l’horizon de 24 h du jour J +1 et les consignes optimales infra-journalières recalculées pour l’horizon étendu entre l’instant de calcul jusqu’à la fin du jour J. Au bout de la chaîne d’optimisation, un régulateur calcule, à une fréquence d’échantillonnage fixe, les commandes instantanées assurant le suivi de la puissance de référence en compensant les erreurs de prévisions et en absorbant les fluctuations de la production de la ferme. Un optimiseur a été créé par EDF dans le cadre de cette ex- périmentation. Il est adaptable à tous les cahiers des charges imposés aux producteurs pour lisser la production des EnR intermittentes. A titre d’exemple, le cahier des charges fixé Figure 3 : Fonctionnement de la batterie NaS. Figure 4 : Architecture de Pegase. 74 REE N°3/2013 LE STOCKAGE DE L'ÉLECTRICITÉ par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) dans l’appel d’offres PV + stockage est le suivant : - - tallation produit à une puissance proche d’une puissance constante Pref avec une tolérance de variation autour de - sance injectée décroît. Pendant cette phase de descente en charge, la puissance de l’installation doit décroître entre -0,6 % et 0 % de Pmax par minute et au plus égale à 0 % de Pmax par minute. Le producteur doit en outre respecter les obligations sui- vantes : de son heure de fin de croissance de la production et de son heure de début de décroissance de la production, ainsi que son niveau de production à puissance constante, Pref - a minima une heure avant la fin de croissance de la pro- - en même temps que son heure de fin de croissance de la production, son niveau de production à puissance constante, Pref - a minima une heure avant le début de décroissance de la production, son heure de début de décroissance de la L’optimiseur d’EDF a été calibré pour répondre au mieux au cahier des charges en maximisant l’efficacité du dispositif Figure 5 : Illustration du cahier des charges PV + stockage. Figure 6 : Simulation avec fort ensoleillement. Figure 7 : Simulation avec forte intermittence. REE N°3/2013 75 Le stockage de l’électricité dans les systèmes insulaires caractérisé par le rapport entre l’électricité facturée et celle effectivement produite. Les figures 6 et 7 montrent le résultat de deux simulations en conditions réelles, l’une lors d’une journée ensoleillée et l’autre lors d’une journée avec des pas- sages nuageux. Le stockage est fourni par une batterie Li-ion de 0,8 W/Wc avec 0,8 Wh/Wc de PV installé. Ces exemples montrent une très bonne efficacité de l’algorithme élaboré par EDF. Une étude complémentaire a été menée à l’échelle de l’ensemble de l’île de la Réu- nion pour déterminer le besoin de stockage pour le PV qui se développerait dans les conditions de l’appel d’offres de la CRE à l’horizon 2020 dans les deux scénarios suivants : pilotage centralisé du stockage par EDF ou décentralisé au niveau de chaque ferme PV par chaque producteur. Le résultat montre qu’on diviserait le besoin de puissance de stockage par 2 dans le cas d’une gestion centralisée sous pilotage du gestionnaire du système électrique. Ce résultat s’explique par le foisonnement entre toutes les fermes PV réparties sur l’île. Le stockage centralisé : les STEP marines Dans le cadre de ses réflexions en matière de développe- ment de solutions de stockage centralisé dans les ZNI, EDF a proposé d’étudier la construction d’une Station de Transfert d’Energie par Pompage d’eau de mer (STEP marine) dans les Antilles françaises et à la Réunion. Cette STEP pourrait fonctionner entre un bassin supérieur situé au sommet d’une falaise, un ouvrage mixte (déblai et remblais suivant la topo- graphie) ou une dépression naturelle et la mer. Un précédent existe au Japon avec la STEP marine d’Okinawa de 30 MW et 150 m de chute. L’installation produit environ 30 GWh par an, ce qui repré- sente, à une puissance moyenne de 20 MW, 1 500 h par an environ. Elle n’est pas utilisée en lissage d’EnR intermittentes. Les objectifs des projets de STEP marines d’EDF sont les suivants : permettant un gain économique en évitant le recours aux d’énergies fatales (période sans vent par exemple) par un de 30 à 50 %. Ces STEP marines permettront aussi d’éviter le renouvel- lement de TACs fortement émettrices de CO2 . Le projet guadeloupéen a été dimensionné en tenant compte : rapide (réglage primaire de fréquence en moins de 10 se- sa plage de fonctionnement de façon continue avec une dynamique lente de l’ordre de ±20 MW/minute adaptée au lissage des énergies intermittentes. Les fondamentaux du projet sont synthétisés comme suit : avec 70 M de subventions attendues. Figure 8 : STEP marine d’Okinawa. 76 REE N°3/2013 LE STOCKAGE DE L'ÉLECTRICITÉ Ce type de projet qui verrait l’intervention d’entreprises françaises comme Alstom et STX pour sa réalisation peut être initiateur de la création d’une filière française d’excellence. Conclusion Les ZNI sont à l’avant-garde des difficultés d’insertion des EnR intermittentes dans un système électrique. Il est donc important de réaliser des démonstrateurs notamment de lis- sage et stockage d’électricité qui permettront de gérer ces difficultés. Toutes les solutions doivent être étudiées. Il peut s’agir de stockage par batteries décentralisées chez les consommateurs comme dans le cas du projet MILLENER qui permettra d’avoir en 2014 un premier retour d’expérience en termes de coûts et d’acceptabilité sociale. Il peut s’agir également de stockage décentralisé par bat- teries chez les producteurs dans le cadre d’un lissage de la production intermittente comme cela sera le cas pour les installations lauréates des appels d’offres de la CRE, mais les coûts sont encore très élevés : 175 /MWh pour l’éolien avec stockage et près de 500 /MWh pour le PV avec stoc- kage sachant que les cahiers des charges sont peu exigeants puisqu’ils ne permettent pas de couvrir la pointe du soir. Enfin, des projets de stockage centralisé gérés par le gestionnaire du système électrique existent avec des instal- lations innovantes comme des STEP marines. Elles restent chères mais bénéficient d’une courbe d’apprentissage favo- rable et pourraient augurer de l’émergence d’une filière fran- çaise avec de grandes entreprises comme Alstom et STX. Tous ces démonstrateurs sont très importants pour l’in- dustrie électrique française car ils permettront de disposer à l’issue de leurs réalisations de solutions chiffrées pour notamment apprécier la faisabilité pour l’Europe d’atteindre des taux d’EnR dans le mix de 30 à 50 % aux horizons 2030/2050 sachant qu’a minima 50 % de ce développe- ment sera issu d’EnR intermittentes avec de l’éolien et du PV. Figure 9 : Photomontage de la STEP marine de Guadeloupe. Bernard Mahiou est ingénieur diplômé de l’Ecole Polytech- nique et de l’Ecole Nationale Supérieure des Ponts et Chaussées. Il intègre EDF en 1982 où il exerce diverses responsabilités pen- dant 15 ans dans le domaine de l’ingénierie hydraulique comme responsable de la construction de grands barrages puis du projet du canal Rhin Rhône. Il s’oriente ensuite vers l’exploitation des moyens de production d’électricité comme directeur de la pro- duction de la centrale nucléaire du Bugey puis directeur de l’unité de production Méditerranée. Il retourne en 2006 dans l’hydrau- lique comme directeur délégué en charge de la coordination de l’eau et du développement. Il intègre en 2009 la Direction des Systèmes Energétiques Insulaires. L'AUTEUR