Centrale-Énergies

Les batteries rechargeables : Etat de l'art et développements futurs

François Barsacq (ECP 84) — 2021-01-31T17:40:12Z

De la pile de Volta aux batteries Lithium-ion : 200 ans d'histoire

Les batteries rechargeables ont vu le jour au milieu du XIXe avec la mise au point de la batterie Plomb-Acide par le Français Gaston Planté suivant de quelques décennies l'invention de la pile (non rechargeable) par l'Italien Alessandro Volta. Pas d'Américains, de Chinois ou de Coréens à l'époque…

Améliorées de façon continue au cours des décennies qui suivirent, les batteries Plomb-Acide devinrent la technologie de référence pour le stockage d'électricité par voie électrochimique selon des réactions d'oxydo-réduction entre deux électrodes de polarité différente (cathode et anode) environnées d'un électrolyte conducteur ionique et isolées électriquement par un séparateur.

Ce principe de fonctionnement sera celui de toutes les batteries rechargeables commercialisées jusqu'à aujourd'hui, y compris les batteries Lithium-ion que l'on trouve désormais dans de très nombreuses applications, depuis les batteries de téléphones portables de quelques Wh jusqu'aux conteneurs de stockage d'énergie renouvelable de plusieurs centaines de MWh. Néanmoins, l'électrification à marche forcée de la filière automobile concentre désormais la plus grande partie des investissements technologiques et industriels dans le domaine.

Afin de tenir compte de cette dynamique et de ne pas trop complexifier le contenu de cet article, nous avons fait le choix de nous concentrer sur les batteries pour applications mobiles ou embarquées. Nous n'aborderons pas les technologies de batteries dédiées aux applications « stationnaires » pour le secours d'énergie, le stockage massif sur réseaux électriques ou l'intégration des énergies renouvelables au réseau. Nous ne présenterons donc pas les technologies Sodium-Soufre (NaS) à flux redox (notamment Vanadium et Zinc Brome). Nous oublierons également les technologies non électrochimiques comme les super-condensateurs, les volants d'inertie, les sels fondus, l'air comprimé, le pompage-turbinage, l'hydrogène utilisé dans les piles à combustible…

Plomb-Acide et Lithium-ion, les deux technologies commerciales de référence

Les batteries Plomb-Acide ont réussi à maintenir leur suprématie jusqu'à ce jour. Elles représentent encore 70% des 650 GWh installés chaque année dans le monde (chiffres 2019). Pour l'expliquer, il suffit de se souvenir que chacune des 1 milliard 250 millions de voitures roulant dans le monde est dotée d'une batterie Plomb-Acide qu'il faut remplacer régulièrement, auxquelles s'ajoutent les 75 millions de voitures neuves vendues chaque année (chiffres 2019), qu'elles soient à moteur thermique ou électriques ou hybrides.

Néanmoins, la recherche permanente de plus fortes densités d'énergie (voir figure 1) a progressivement conduit au développement de technologies de plus en plus performantes : technologies au Nickel dès les années 1900 (Nickel-Fer aujourd'hui disparu) puis Nickel-Cadmium, Nickel Métal hydrure, Nickel-Zinc, au Sodium (notamment Sodium-Chlorure de Nickel Na-NiCl) puis Lithium métallique (Lithium Métal Polymère industrialisé à grande échelle par Blue Solutions – Groupe Bolloré) et surtout Lithium-ion, qui domine et dominera au moins pendant les dix prochaines années l'industrie des batteries avancées (voir figure 2).

Figure 1 : Densité d'énergie massique et volumique des principales technologies commerciales

Figure 2 : Evolution du marché mondial des batteries rechargeables de 1990 à aujourd'hui, toutes applications confondues. Source Avicenne Consulting, 2020

Les raisons du succès des technologies Lithium-ion est simple : haute densité d'énergie (pouvant atteindre ou dépasser 250 Wh/kg contre 30 Wh/kg pour le Pb-A ou 50 à 100 Wh/kg pour les technologies au Nickel) endurance en cyclage (couramment supérieur à 1 500 cycles de charge/décharge) et contraintes d'utilisation limitées (charge rapide et partielle possible, aucun dégagement gazeux dangereux, aucune maintenance nécessaire…) le tout à des prix divisés par 5 en 7 ans (voir figure 3.).

Figure 3 : Evolution du prix des éléments et batteries Li-ion 2013-2020 - Source Bloomberg NEF, 2020

Les technologies Lithium-ion : une grande famille

La figure 4 détaille les principaux composants d'un élément Lithium-ion, de format « poche » dans l'exemple choisi. Les principes de fonctionnement sont identiques pour les autres formats présents sur le marché (cylindriques et prismatiques).

Figure 4 : Principaux constituants d'un élément Lithium-ion

La figure 5 décrit le principe de fonctionnement d'un élément Lithium-ion et les réactions d'oxydo-réduction qui s'y produisent.

Figure 5 : Principe de fonctionnement d'un élément Lithium-ion

Il faut bien lire technologieS Lithium-ion car elles sont multiples en fonction des matières actives qu'elles utilisent : oxydes de métaux lithiés à la cathode (Nickel, Manganèse, Cobalt, Aluminium – NCM, NCA, NCMA) ou bien encore phosphates de métaux (principalement LiFePO4, encore appelé Lithium Fer Phosphate ou LFP) ; à l'anode graphite / hard carbon, mais aussi oxydes de titane / titanate (LTO).

L'assemblage de ces éléments dans des configurations électriques série/parallèle auxquels viennent s'ajouter des systèmes électroniques complexes (Battery Management Systems), un ensemble de capteurs enregistrant en temps réel les principaux paramètres de la batterie, des dispositifs de refroidissement adaptés et une structure mécanique résistante aux contraintes d'environnement constituent un système batterie prêt à être installé, par exemple, sur un véhicule électrique (voir figure 6).

Figure 6 : Exemple de système batterie automobile - Source General Motors

Les technologies Lithium-ion les plus couramment utilisées aujourd'hui appartiennent à la famille NCM / graphite en proportion égale Ni/Co/Mn, d'où leur dénomination 111. Le point est d'importance car l'évolution technologique des prochaines années devrait aller vers une réduction sensible de la proportion de Cobalt au profit du Nickel (622, 811). Ceci permettra de limiter l'utilisation de Cobalt, métal coûteux qui renchérit le coût de fabrication des batteries et dont la provenance très localisée (environ les 2/3 de la consommation mondiale proviennent de mines de la République Démocratique du Congo) fait peser des risques de discontinuité d'approvisionnement et soulève des suspicions d'extraction dans les conditions parfois peu éthiques.

En revanche, pas de souci d'approvisionnement en Lithium, métal largement répandu à la surface du globe et dont la proportion dans les batteries Lithium-ion est très faible (< 2% en masse).

La technologie LFP est également largement utilisée dans les véhicules industriels (bus, engins de manutention) en raison de sa meilleure endurance en durée de vie (au-delà de 4 000 cycles dans les mêmes conditions d'usage) et de sa stabilité thermique, les risques d'emballement thermique et de départ de feu étant très limités. La science électrochimie étant toujours affaire de compromis, le LFP souffre d'une densité d'énergie deux fois plus faible (120 à 140 Wh/kg) que les meilleurs NCM ce qui conduit, toutes choses égales par ailleurs, à des masses embarquées deux fois plus importantes pour la même autonomie. Malgré les qualités intrinsèques du LFP, ce qui est tout à fait acceptable pour les véhicules lourds ne l'est pas pour les automobiles.

Les possibles technologies gagnantes d'un futur proche : Lithium-ion Silicium, Lithium tout solide, Lithium-Soufre

Toutes les études prospectives montrent que les enjeux de l'industrie automobile sont désormais intimement liés à ceux des chaines de traction électriques, dont la batterie est le constituant à la fois le plus onéreux et qui limite la performance des véhicules. Face à ce double défi, des programmes de recherche et développement majeurs ont été lancés par tous les constructeurs automobiles de la planète, dans l'objectif d'introduire de nouvelles technologies de batteries moins coûteuses tout en offrant davantage d'autonomie.

Mettre au point une nouvelle technologie de batterie est un processus long (de 10 à 15 ans des premiers résultats obtenus en laboratoire et la production de série stabilisée à la qualité et aux coûts attendus), coûteux (des investissements cumulés qui se chiffrent en centaines de millions d'euros, voire plus) pour des résultats incertains.

Malgré cette difficulté prospective, quelques-uns des très nombreux programmes de R&D actuellement en cours paraissent proches du succès industriel et commercial à l'horizon des 5 à 8 prochaines années.
Citons tout d'abord les batteries Lithium-ion à anode Silicium, technologie directement dérivée des solutions à anode graphite, qui permet d'atteindre des densités d'énergie jusqu'à 40% plus élevées tout en permettant des régimes de charge très rapides (75% en 5 minutes sont annoncés par certains fournisseurs). Les performances en cyclage restent néanmoins le point sensible de cette technologie.
Les batteries dites Lithium tout solide (All Solid State Batteries – ASSB) suscitent beaucoup d'intérêt (et les investissements en conséquence) de la part des constructeurs automobiles. L'anode de ces batteries est constituée de Lithium sous forme métallique et l'électrolyte liquide des batteries Lithium-ion (sels de Lithium et additifs dissous dans un solvant organique inflammable) est remplacé par un électrolyte solide ininflammable (voir figure 7.)

Figure 7 : Construction d'un élément Lithium tout solide (NMC : Nickel Manganese Cobalt) - Source Solid Power, 2020

De construction plus simple et plus compacte, les technologies Lithium tout solide offrent de hautes densités d'énergie (500 Wh/kg et 1 200 Wh/l sont annoncés par certains fabricants, soit le double des meilleures technologies Lithium-ion actuelles) et font appel à des procédés de fabrication similaires à ceux des batteries Lithium-ion traditionnelles tout à évitant le recours à certaines étapes coûteuses (formation électrique en particulier). Les derniers progrès annoncés en matière de puissance à basse température et de durée de vie sont très encourageants et laissent espérer un possible déploiement industriel dans les prochaines années.

Les batteries Lithium-Soufre sont une troisième technologie prometteuse qui annonce une densité d'énergie massique jusqu'à deux fois plus élevées (450 à 500 Wh/kg) mais plus encombrante que les technologies tout-solide et offrant des performances en cyclage toujours en phase d'évaluation.

L'anode des batteries Li-S est constituée de Lithium sous forme métallique et la cathode de Soufre, matière première beaucoup moins coûteuse que les oxydes métalliques utilisés dans les technologies tout-solide, ce qui en ferait une technologie compétitive (à volumes de production équivalents). Outre ses performances modestes en cyclage, cette technologie est limitée par la faible conductivité du Soufre et donc de performances en puissance modestes empêchant les recharges rapides attendues par les constructeurs automobiles. En revanche, des programmes d'évaluation sont en cours par plusieurs avionneurs en vue d'équiper de futures générations d'avions électriques.

Les technologies à l'horizon 2030 et au-delà : beaucoup d'appelés, combien d'élus ?

Parmi les technologies de batteries innovantes qui pourraient être disponibles à grande échelle à un horizon plus lointain (ou moins certain), on peut citer parmi les plus prometteuses les batteries Sodium-ion ou le Lithium est remplacé par du Sodium, élément parmi les plus répandus sur la planète, les batteries Lithium-ion haute tension (tension moyenne entre électrodes > 4.5 V) les technologies Métal-Air (notamment Zinc-Air) ou encore Lithium-Air (le graal des batteries rechargeables ?).

Une étude récente (voir figure 8) a identifié pas moins de 141 start-ups travaillant sur les batteries du futur, tous pays et toutes technologies confondues et la liste n'est sans doute pas exhaustive.

Figure 8 : 141 start-ups travaillant sur les matériaux pour les batteries Lithium du futur - Source Shmuel De-Leon Energy, 2020

Parmi celles-ci, 96 sont américaines, 4 françaises, 2 allemandes et aucune italienne. Gaston Planté et Alessandro Volta font bien partie d'un temps révolu !

Les systèmes de stockage d'énergie résidentiels (Flash n°57)

François Barsacq (ECP 84) — 2018-01-29T10:57:00Z

On distingue deux grandes familles de systèmes selon leur mode d'installation. Les systèmes DC (pour Direct Current ou courant continu) installés en sortie des panneaux photovoltaïques de la maison et qui comprennent, outre une batterie le plus souvent de technologie Lithium-ion pour des raisons de durée de vie et d'encombrement, des dispositifs d'électronique de puissance destinés d'une part à réguler le courant sortant des panneaux et permettre de charger la batterie, d'autre part de convertir le courant continu issu de la batterie en courant alternatif AC (Alternating Current) utilisable par les équipements électriques de la maison.

La deuxième famille est constituée des systèmes AC connectés sur le réseau électrique domestique en aval de l'onduleur photovoltaïque. Ils sont équipés d'une batterie Lithium-ion et d'un convertisseur AC/DC bidirectionnel dit « onduleur batterie ». Ces systèmes sont intéressants notamment en post-équipement de maisons déjà équipées d'une installation photovoltaïque, et donc d'un onduleur solaire.

La gestion des flux d'énergie entrants et sortants du système de stockage d'énergie est assurée par une unité centrale de contrôle dite EMS (Energy Management System) utilisant des algorithmes d'optimisation plus ou moins sophistiqués s'appuyant sur l'historique de consommation de la maison, les prévisions de production solaire des prochains jours, les tarifs électriques en fonction de l'heure de la journée... Les informations peuvent être traitées en local ou de façon déportée sur le cloud, qui fournit également à l'utilisateur des tableaux de bord via smartphone, tablette ou PC.

Les systèmes les plus élaborés permettent d'interagir avec les équipements électriques de la maison, par exemple de décider de lancer un chauffe-eau, un appareil de climatisation ou une machine à laver en fonction de la production photovoltaïque à venir ou de l'état de charge de la batterie, devenant ainsi des éléments-clés de l'équipement domotique.

Agrégés via des plateformes numériques, certains sont également en mesure d'interagir avec le réseau de distribution, offrant ainsi des services système de réglage de fréquence et de tension aux opérateurs de réseaux, par exemple en acceptant d'être chargés depuis le réseau lors des périodes de surproduction ou, au contraire, de réinjecter une partie de leur énergie emmagasinée lors des pics de consommation.

stockage résidentiel

Retours sur le salon professionnel Intersolar 2017 Europe et les avancées dans le domaine du stockage d'énergie (Flash n°57)

François Barsacq (ECP 84) — 2018-01-29T10:48:00Z

Le salon professionnel Intersolar Europe, le plus grand lieu de rencontre de l'industrie photovoltaïque européenne, s'est tenu à Munich du 31 mai au 2 juin derniers. La thématique phare de l'événement était donnée, comme l'année passée, par l'organisation conjointe de la manifestation EES Europe (Electrical Energy Storage Europe) dédiée à l'intégration des systèmes de stockage d'énergie aux réseaux de distribution, à l'électromobilité et, bien sûr, aux systèmes de stockage d'énergie pour l'autoconsommation résidentielle, commerciale et industrielle.

40% des 1 100 exposants auront ainsi pu présenter leurs solutions de stockage d'énergie aux 40 000 visiteurs présents au cours des 3 jours d'ouverture du salon.

L'intérêt porté par les constructeurs automobiles pour les marchés du stockage stationnaire de l'énergie ne s'est pas démenti. Le stand Mercedes-Benz, parti-culièrement imposant, présentait l'offre de stockage résidentiel sous la marque Mercedes-Benz Energy, à côté de bornes de charge de véhicules électriques.

SAND MERCEDES

Quelques semaines après la fin du salon, Daimler annonçait la mise en service d'un système de stockage d'énergie constitué de plusieurs milliers de modules de Smart électrique dont la capacité de stockage atteindra en 2018 17.4 MWh avec 3 000 modules connectées.

SOLAR PROMOTION

Sur le stand du groupe américain Tesla Motors une Model X côtoyait la dernière génération de système de stockage résidentiel Powerwall 2 et un module de stockage Powerpack de 210 kWh destiné aux applications réseau de forte puissance, comme celle inaugurée voici quelques semaines en Australie par le français Neoen et Tesla, faisant de cette installation la plus grande batterie Lithium-ion jamais installée au monde avec 129 MWh de capacité de stockage et 100 MW de puissance instantanée.

UNITE DE STOCKAGE

Pour en savoir plus, voir le dossier « Stockage de l'énergie » préparé par Centrale Energie et publié dans les revues des associations centraliennes (première dans l'édition de décembre 2017 de la revue l'Hippocampe de Centrale Nantes Alumni).

Cet intérêt des constructeurs automobiles pour des applications loin de leurs marchés (bien que n'étant pas présents à Intersolar 2017, on pourrait y ajouter Nissan ou encore BMW) pourrait participer de leur volonté de présence dans toutes les composantes de l'éco-système du véhicule électrique, des infrastructures de charge aux futurs services VTH (Vehicle-To-Home) et VTG (Vehicle-to-Grid) tout en se réservant d'éventuels débouchés pour leurs batteries en fin de première vie, voire pour leurs capacités excédentaires d'assemblage de systèmes batteries.

Comme les années précédentes depuis le décollage du marché des systèmes de stockage résidentiels, Intersolar 2017 aura été l'occasion de présenter les dernières innovations dans ce domaine très dynamique en Allemagne mais aussi en Italie et en Grande-Bretagne, la France arrivant assez tard en raison d'un environnement législatif et réglementaire pendant longtemps peu favorable.

gERMANY TRADE

Rappelons quelques chiffres qui justifient l'intérêt porté à ce secteur d'activité en plein essor. En 2017, 45 000 systèmes devraient être vendus en Europe, dont 33 000 en Allemagne et 6 000 en Italie. Sur la base d'un prix moyen de vente de 5 000 €, il s'agit donc d'un marché naissant de 225 millions d'euros dont la croissance devrait s'accélérer dans les prochaines années, à l'image des projections faites sur le seul marché allemand où plus de 50 000 systèmes pourraient être installés en 2020, ce qui est encore très peu par rapport aux 3 millions de toitures photovoltaïques qui pourraient à terme être équipées en Europe.

Au niveau mondial, la croissance de ce marché pourrait se maintenir autour de 50% par an pour atteindre une puissance installée cumulée de 3.8 GW en 2025 !

NAVIGANT RESEARCH

Parmi les innovations annoncées durant le salon In-tersolar 2017, la plus marquante aura sans doute été l'apparition très remarquée et primée par les organisa-teurs de la manifestation de concepts modulaires « plug-and-play » permettant de répondre sans difficulté à la variété des besoins tant résidentiels que professionnels, de quelques à plusieurs centaines de kWh/kW. L'équipementier allemand Solarwatt présentait ainsi son nouveau système de stockage MyReserve Matrix constitué de petits modules batteries Lithium-ion pouvant être assemblés en « matrices » de plusieurs dizaines d'unités.

APPROCHE SIMILAIRE

Nous ne pourrions terminer cette visite sans citer les trois leaders allemands des systèmes de stockage résidentiels qui satisfont à eux seuls plus de la moitié de leur marché national : Sonnen, Senec et E3/DC.

Systèmes de stockage d'énergie pour l'autoconsommation résidentielle – Relais de croissance de la filière photovoltaïque européenne

François Barsacq (ECP 84) — 2016-10-01T19:38:00Z

Les progrès techniques remarquables enregistrés ces dernières années dans le domaine des batteries Lithium-ion associés à une rapide baisse des prix apportent désormais des solutions efficaces et abordables pour mieux gérer l'intermittence des énergies renouvelables.

Parallèlement aux systèmes de stockage de forte puissance permettant d'améliorer la gestion des réseaux de distribution à l'échelle d'une région, les systèmes de stockage domestiques sont en passe de devenir un composant incontournable de toute installation photovoltaïque résidentielle. Pour s'en convaincre, il suffisait de se rendre en juin dernier à Munich sur le salon Intersolar Europe, le plus grand événement professionnel de la filière photovoltaïque où, parmi les 1 000 exposants, 200 présentaient sur près de 15 000 m2 leurs nouveautés en matière de stockage d'énergie.

La politique de transition énergétique en Allemagne à l'origine d'un marché d'ampleur mondiale

Historiquement, les batteries ont toujours été associées aux installations photovoltaïques pour assurer la disponibilité d'électricité de jour comme de nuit en l'absence de tout réseau de distribution. Ce cantonnement aux applications hors réseau fut remis en cause au début des années 2000 par la mise en place en Allemagne de l'obligation d'achat de l'électricité photovoltaïque réinjectée dans le réseau de distribution dans le cadre de la loi sur les énergies renouvelables (Erneuerbare-Energien-Gesetz ou EEG) encore en activité aujourd'hui sous une forme amendée.

Par cette décision politique destinée à favoriser le développement des énergies renouvelables, l'énergie photovoltaïque se libérait de la nécessité d'être stockée puisqu'elle pouvait être directement réinjectée dans le réseau, ce qui allait donner le coup d'envoi à une fantastique croissance du marché, passant d'une puissance cumulée installée de 100 MWc en 2000 à près de 40 000 MWc en 2015.

Toujours en Allemagne, une dizaine d'années après les premières lois EEG, les systèmes de stock-age d'énergie retrouvaient une nouvelle jeunesse sous une forme modernisée tant technologiquement (batteries Lithium-ion plutôt que batteries au Plomb) qu'en termes d'usage. Il ne s'agissait plus de garantir l'alimentation électrique 24h/24 mais de maximiser l'autoconsommation plutôt que de réinjecter son électricité solaire dans le réseau (Figure 1).

Un tiers des nouvelles installations photovoltaïques résidentielles allemandes équipé de systèmes de stockage

De fait, l'Allemagne est devenue en quelques années le premier marché mondial pour les systèmes de stockage photovoltaïques résidentiels. Plus de 30 000 maisons en sont déjà équipées et une nouvelle installation photovoltaïque allemande sur trois comporte désormais une batterie, le plus souvent de technologie Lithium-ion, permettant d'utiliser en soirée l'énergie solaire produite en journée et non auto-consommée. Cette évolution n'en est qu'à ses débuts, certains experts estimant que le seuil des 100 000 systèmes de stockage résidentiels installés outre-Rhin pourrait être franchi avant la fin de la décennie avec l'arrivée à leur terme des premiers contrats d'achat d'électricité photovoltaïque à prix garantis.

Une tendance similaire se dessine ailleurs en Europe, à commencer par l'Italie où la part du photovoltaïque dans le panier énergétique national est parmi les plus élevées au monde. La France arrive tard sur ce marché, la revente totale de la production photovoltaïque ayant été la règle jusqu'en 2016. La situation devrait maintenant changer avec l'incitation à l'autoconsommation prévue par la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte et la mise en place de réglementations énergétiques pour le bâtiment de plus en plus exigeantes.

L'Europe, qui représente pour l'instant le premier débouché mondial pour les systèmes de stockage résidentiels, n'est pas la seule région à connaître un tel développement. Soutenue par des politiques publiques volontaristes, une évolution similaire a vu le jour aux Etats-Unis, notamment en Californie toujours à la pointe en matière d'énergies nouvelles, mais aussi au Japon à la suite de l'accident de Fukushima (Figure 2), en Australie, véritable laboratoire à l'échelle d'un pays-continent pour le déploiement des systèmes de stockage… Au niveau mondial, le taux de croissance annuel moyen du marché des systèmes de stockage résidentiels pourrait ainsi atteindre 50% par an sur les 10 prochaines années !

Politiques de soutien et retour sur investissement

Bien que le prix des modules photovoltaïques comme des batteries Lithium-ion soit en baisse rapide, les pouvoirs publics doivent encore apporter leur soutien financier au développement du marché en transférant les subventions accordées par le biais des contrats d'obligation d'achat à prix fixes sur 20 ans vers des aides à l'achat de systèmes de stockage.

Dans les pays les plus avancés comme l'Allemagne ou l'Italie, le kWh réinjecté sur le réseau est ainsi faiblement valorisé (10 à 12 centimes d'euro par kWh, soit deux fois moins qu'en France pour les installations dites intégrées au bâti) alors que les tarifs de l'électricité y sont environ deux fois plus élevés. En contrepartie ont été mises en place des aides à l'achat et à l'installation de systèmes de stockage ramenant leur retour sur investissement à 6/8 ans pour des produits couramment garantis 10 ans et offrant une durée de vie technique de l'ordre de 20 ans.

Ainsi présenté, le bénéfice économique est compréhensible par tous, tout en évitant pour la collectivité le coût récurrent des contrats d'achat accordés sur des durées très longues.

Une nouvelle filière industrielle en émergence, du photovoltaïque à la voiture électrique

Dans ce contexte, l'offre de systèmes de stockage résidentiels s'est rapidement étoffée. Les premiers à s'être intéressés à ce nouveau marché ont été des start-ups d'origine allemande rapidement suivies par les poids lourds du secteur électrotechnique, les fabricants de modules photovoltaïques et fournisseurs d'installations photovoltaïques clés-en-main, les fabricants de batteries Lithium-ion, les producteurs et distributeurs d'électricité…

Plus récemment, les constructeurs de véhicules électriques se sont également positionnés sur ce nouveau marché en s'appuyant sur leurs compétences et technologies développées pour l'automobile. La firme californienne Tesla a perçu rapidement cette opportunité de croissance en proposant au marché son « Powerwall » rapidement rejointe par Mercedes et BMW.

Une offre intégrée permettant de produire sa propre électricité verte pour recharger sa voiture électrique tout en satisfaisant les besoins énergétiques de sa maison à basse consommation d'énergie serait-elle en train de voir le jour ?

Retrouvez également cet article dans le Flash n°51.

Les batteries Lithium-ion, moteurs de la transition énergétique des réseaux électriques

François Barsacq (ECP 84) — 2015-12-01T10:11:00Z

Afin de satisfaire les cahiers des charges exigeants des constructeurs automobiles pour leurs nouveaux véhicules électriques et hybrides, des progrès remarquables ont été enregistrés au cours des dernières années dans le domaine des batteries Lithium-ion, tant en robustesse qu'en réduction des coûts. Les performances en puissance, en densité d'énergie et en durée de vie à des coûts devenant acceptables ainsi que la maturité industrielle de la filière permettent désormais d'envisager le déploiement de ces technologies pour améliorer la gestion des réseaux électriques (régulation en fréquence, stabilisation en tension, secours d'énergie à l'échelle d'une habitation, d'un quartier, voire d'une ville, effacement du réseau aux heures de pointe…), en optimiser les investissements d'entretien et de renforcement et permettre le raccordement massif, sans risque de déstabilisation, de sources renouvelables intermittentes. Ces nouvelles solutions de stockage sur batteries Lithium-ion viennent compléter les solutions traditionnelles comme les stations de transfert d'énergie par pompage (STEP) et les batteries au Plomb et au Nickel utilisées depuis plusieurs dizaines d'années.

Les batteries Lithium-ion entrent en concurrence avec de multiples autres solutions de stockage, que ce soit électrochimiques (batteries NaS, NaNiCl2, Lithium Métal Polymère du groupe Bolloré, systèmes à flux redox…) mécaniques (volants d'inertie, stockage d'air comprimé) ou utilisant le vecteur Hydrogène (électrolyse puis stockage ou utilisation directe) sans lister les technologies encore au stade du laboratoire. Force est pourtant de constater que les technologies Lithium-ion, du fait de leurs performances démontrées, de leur fiabilité et de leur disponibilité industrielle sont aujourd'hui les plus fréquemment utilisées dans les nouvelles installations de stockage. Ce sont sur ces technologies que se focalisera cet article.

Des programmes d'évaluation et de démonstration ont été menés depuis plusieurs années en France et quelques premières réalisations industrielles ont vu le jour. Il nous est apparu intéressant de mettre en perspective ces projets nationaux avec la dynamique rencontrée dans un pays proche ayant une politique énergétique différente, l'Allemagne, et avec la révolution en cours aux États-Unis.

Le cas français : de nombreuses expérimentations et quelques réalisations industrielles prudentes

Plusieurs projets de démonstration intégrant des systèmes de stockage ont été lancés ces dernières années en France : Nice Grid à Carros (06) d'une puissance cumulée de stockage de 2 MW, Millener en Corse et à la Réunion (1 MW), Venteea dans l'Aube (2 MW), Concept Grid sur le site de recherche EDF des Renardières (1 MW)…

A ces programmes expérimentaux viennent s'ajouter quelques premières réalisations industrielles d'intégration au réseau de champs photovoltaïques de grande taille, dont la plus significative est sans doute celle de l'opérateur Akuo Energy en Corse et à la Réunion pour une capacité cumulée de 29 MWh.
Tous ces projets utilisent des systèmes de stockage Lithium-ion fournis par le français Saft.

Le secteur devrait enfin bénéficier des retombées de l'appel d'offres lancé en mai dernier pour la réalisation d'installations photovoltaïques de grande taille avec stockage en Corse et dans les DOM pour un total cumulé de 50 MW. Les lauréats devraient être connus courant 2016.

Le cas allemand : en route vers l'après-nucléaire

L'Allemagne a longtemps bénéficié de la capacité photovoltaïque installée la plus importante au monde, notamment résidentielle. Afin de mieux réguler l'injection de ces sources d'énergie très distribuées ont été mises en place dès 2013 des aides à l'investissement à destination des particuliers afin qu'ils s'équipent de systèmes de stockage domestiques utilisant, dans leur vaste majorité, des batteries Lithium-ion de 2 à 10 kWh associées à des onduleurs de 2 à 10 kW. Le succès a été rapidement au rendez-vous et près de 30 000 systèmes de stockage associés à des installations photovoltaïques résidentielles seront opérationnels fin 2015, faisant de l'Allemagne le premier pays au monde pour ce type d'installations. En estimant la puissance moyenne de ces installations à 4 kW / 4 kWh, ce sont plus de 75 MW de stockage installés fin 2015 dans les foyers allemands, et cette tendance devrait s'accélérer dans les prochaines années. Certaines estimations annoncent 70 000 systèmes supplémentaires d'ici à fin 2018 !

Ces systèmes très distribués sont complétés par des infrastructures de stockage massif dont la plus grande est une installation de stabilisation en fréquence de 10 MW fruit de la coopération entre le constructeur d'éoliennes Enercon et le développeur Energiequelle et utilisant des batteries Lithium-ion d'origine coréenne (LG Chem). Citons également les réalisations de l'intégrateur de système de stockage Younicos avec 2 MW pour le compte de l'opérateur Drewag en Saxe (batteries LG Chem), 5 MW pour WEMAG en Mecklembourg-Poméranie-Occidentale (batteries Samsung SDI, autre coréen). Pour finir, le très beau projet annoncé début novembre 2015 par l'opérateur STEAG qui prévoit l'installation cumulée de 90 MW de batteries Lithium-ion, également d'origine LG Chem, qui permettront de stabiliser en temps réel l'équilibre production/consommation de ses réseaux suite à la fermeture de l'ensemble du parc nucléaire en 2022 et au déploiement de sources éoliennes et photovoltaïques.

Les constructeurs automobiles allemands, particulièrement actifs dans le domaine des véhicules électriques et hybrides avec des dizaines de modèles attendus dans les prochaines années, le sont aussi dans le domaine du stockage réseau. Ainsi, en prévision de la fin de vie des batteries automobiles décrétée lorsqu'elles auront perdu de 20 à 30% de leur performance initiale, des programmes d'évaluation « de deuxième vie » ont été lancés afin d'utiliser ces batteries encore en état de fonctionner pour gérer les réseaux de distribution. Ainsi, Daimler vient d'inaugurer le plus grand système de stockage réseau au monde utilisant des batteries de deuxième vie avec une capacité de 13 MWh, quelques mois après l'annonce par BMW d'un système similaire de 2 MWh.

Le cas américain : le stockage d'énergie, « nouvelle frontière » des réseaux électriques aux Etats-Unis

Portés par une forte volonté politique concrétisée par une réglementation favorable et des incitations financières efficaces, les Etats-Unis concentrent un nombre impressionnant de réalisations et de projets de stockage sur batteries Lithium-ion qui en font le leader mondial dans le domaine.

La Californie est certainement l'Etat le plus dyna-mique grâce à une législation imposant aux trois opérateurs locaux la mise en service d'une puissance minimale de stockage de 1 325 MW avant 2024, toutes technologies confondues. En réponse à cette exigence, l'opérateur Southern California Edison (SCE) a ainsi attribué fin 2014 des contrats de fourniture de systèmes de stockage totalisant 250 MW qui seront mis en service avant 2022, faisant de cette opération la plus importante jamais réalisée dans le monde. Auparavant, le même SCE avait déjà connecté au réseau un système de stockage Lithium-ion de 8 MW / 32 MWh fourni par ABB en partenariat avec LG Chem. De son côté et toujours en Californie, General Electric vient d'annoncer la mise en service en 2016 d'un système de stockage Lithium-ion de 30 MW pour le compte de l'opérateur Imperial Irrigation District.

La forte taxation californienne des puissances appelées aux heures de pointe pour les clients professionnels (peak demand charges) associée à l'amplification des modulations horaires pour les particuliers (Time Of Use Tariffs) a également permis le développement de business models gagnants pour les systèmes de stockage de petite taille « en aval du compteur ». Ainsi, via l'installation à coûts réduits voire gratuite de systèmes de stockage Lithium-ion chez les utilisateurs, des start-up comme Green Charge Networks (61 systèmes de stockage sur batteries Lithium-ion actuellement connectés au réseau pour un cumul de 13 MWh) ou Stem et ses 85 MW de stockage remportés dans le cadre de l'appel d'offres de SCE de 2014, connaissent une croissance remarquable. Cet environnement réglementaire favorable est également à l'origine du lancement voici quelques mois de l'activité Systèmes de stockage du fabricant de voitures électriques Tesla Motors.

Si la Californie a été le premier Etat à montrer la voie du stockage, de très nombreuses installations sont également recensées à travers les Etats-Unis. Parmi les exemples récents, citons deux systèmes de stockage Lithium-ion totalisant 39,6 MW connectés voici quelques semaines dans la région de Chicago par Renewable Energy Systems (RES) qui porte ainsi son parc installé à 77 MW ou encore le groupement NEC Energy (Japon) - Amergin (USA) qui connectera au réseau en 2016 une puissance cumulée de 60 MW de stockage Lithium-ion pour le compte de l'opérateur PJM Interconnection, qui bénéficie déjà de 31,5 MW fournis par Invenergy et de 52 MW fournis par AES Energy Storage, leader du marché américain avec 86 MW en fonctionnement et 260 MW en construction. L'allemand Younicos n'est pas en reste avec un système de stockage de 36 MW (batteries Samsung SDI) qui va permettre à l'opérateur Duke Energy d'intégrer à son réseau texan un champ éolien de 153 MW.

Conclusion

Ce rapide éclairage montre l'effervescence mondiale que suscitent les systèmes de stockage sur batteries Lithium-ion pour mieux gérer les réseaux électriques, permettre le déploiement massif des énergies photovoltaïques et éoliennes et créer de très nombreux emplois porteurs d'avenir. En quelque sorte, une illustration concrète hors de nos frontières de la transition énergétique pour la croissance verte.

Retrouvez également cet article dans le Flash n°47.

Stockage des énergies renouvelables : de la maison autonome en énergie à la transition énergétique

François Barsacq (ECP 84) — 2013-06-01T20:46:00Z

Cet article reprend les principaux thèmes abordés lors la conférence Centrale-Energies du 17 avril 2013 animée par Marion Perrin, responsable du laboratoire de stockage de l'électricité au sein de l'Institut National de l'Energie Solaire (INES).

Les réseaux de transport et de distribution de l'électricité ont été conçus dans un contexte de centralisation de la production d'électricité à partir d'un nombre limité de sites à la puissance connue et pilotable. Le développement massif de la production d'électricité d'origine renouvelable (ENR), à la fois décentralisée sur l'ensemble du territoire, faiblement prévisible et par nature incontrôlable et intermittente, rend plus délicats la gestion de l'équilibre à chaque instant entre production et consommation électriques sur le réseau comme le maintien de la qualité du courant dans les seuils réglementaires. Les problématiques d'ajustement Production/Consommation et les solutions à mettre en œuvre sont multiples et doivent s'analyser aux différents niveaux du réseau électrique (production, transmission, distribution, consommation). Dans tous les cas, le stockage d'énergie apparaît comme une solution transversale envisageable, voire indispensable, bien que la multiplicité des modèles d'affaires et l'influence de réglementations évolutives, voire imprévisibles, en rendent les bénéfices délicats à valoriser pour les nombreux acteurs économiques impliqués.

D'un point de vue purement technique, le stockage des ENR est pourtant devenu incontournable dans les réseaux des îles (Corse, DOM-TOM) par définition non interconnectés, les gestionnaires de réseaux étant autorisés à déconnecter toute ferme ENR de puissance supérieure à 100 kW lorsque la puissance photovoltaïque (PV) instantanée injectée sur le réseau dépasse le seuil de 30% de la puissance appelée au même moment. Ainsi, l'exploitant d'une centrale PV non équipée de stockage verra son outil de production (et donc son capital) inutilisé et son retour sur investissement dégradé. Allant plus loin dans l'assimilation des fermes PV à des centrales traditionnelles, les appels d'offre de la Commission de Régulation de l'Energie (CRE) exigent désormais une nouvelle catégorie de centrales photovoltaïques équipées de systèmes de stockage d'énergie permettant d'exiger de la part des exploitants un engagement prévisionnel à 24 h de quantité d'énergie PV injectée dans le réseau selon des rampes de montée/descente et des puissances maximales prédéfinies, tout écart conduisant à la facturation de pénalités contractuelles. Dans ce contexte, les systèmes de stockage deviennent simplement indispensables, les modélisations réalisées par l'INES aboutissant à un dimensionnement optimal de 600 kWh utiles par MW installé.

Les solutions de stockage des ENR permettent également d'apporter des éléments de réponse à la gestion des pics de consommation aux heures de pointe qui, année après année, ne cessent d'augmenter dans une consommation moyenne relativement stable, phénomène qui sera amplifié par le développement du parc de véhicules électriques (VE). Pourquoi pas, d'ailleurs, utiliser les VE en charge sur le réseau comme autant de systèmes de stockage susceptibles d'être pilotés à distance et capables de soutenir le réseau ? C'est le concept de Vehicle-to-Grid (V2G) sur lequel les études se multiplient.

Pour le particulier, l'écart entre tarif de rachat de l'énergie PV et tarif d'achat du kWh traditionnel (37 centimes contre 12 centimes) est encore trop important en France pour inciter au développement massif de l'autoconsommation domestique. Il en va tout autrement en Allemagne où cet écart est inversé (15 centimes par kWh pour l'électricité PV contre 22 à 25 centimes venant du réseau). Sans surprise, les systèmes de stockage domestique s'y multiplient, de plus en plus de foyers allemands préférant auto-consommer en totalité leur production PV avant d'en ré-injecter le surplus sur le réseau. Conséquence mécanique et vertueuse, les pics d'appel de puissance aux heures de pointe s'en trouvent réduits d'autant. Une expérimentation de grande ampleur menée en Corse dans le cadre du programme franco-allemand Solion a permis de démontrer qu'une habitation équipée d'un champ PV dimensionné pour couvrir en moyenne la consommation domestique annuelle voyait son auto-consommation passer de 30% sans stockage (alimentation « naturelle » des consommateurs fonctionnant en journée) à plus de 60% une fois équipée d'une batterie.

Les sites autonomes non raccordés au réseau ont constitué les premières applications historiques du stockage des ENR, et en demeurent de grands utilisateurs. La continuité de l'alimentation des con-sommateurs en sites isolés ne pouvant se faire sans stockage local, des niveaux de coût relativement élevés (de l'ordre de 0.50 €/kWh) sont longtemps restés acceptables pour ces installations. Il en va autrement des grands champs ENR raccordés au réseau qui exigent un stockage plus court et de plus forte puissance à des coûts compatibles avec d'autres solutions de gestion de l'offre et de la demande (démarrage de centrales à gaz, par exemple). Pour ces applications, le coût de stockage acceptable se situe en dessous de 0.10 €/kWh et l'objectif final est autour de 0.05 €/kWh. Les solutions actuelles en sont encore loin, ce qui justifie l'intensité des programmes de R&D partout dans le monde.

Les technologies de stockage électrochimique sont nombreuses et fortement différenciées, comme en témoigne le diagramme de Ragone Puissance/Energie : au Plomb (la plus ancienne), au Nickel (associé au Cadmium, aux hydrures métalliques, au Zinc), au Lithium, au Sodium (Sodium-Soufre, Sodium-Chlorure de Nickel). En ce qui concerne les technologies Lithium, les plus médiatisées (à juste titre, compte tenu de leurs performances) les premiers travaux de R&D ont commencé dans les années 70. Au début des années 80 apparaissaient les batteries à électrode négative au Lithium métal et à électrolyte polymère. C'est l'origine de la technologie Bolloré/Batscap produite aujourd'hui de façon industrielle, notamment pour les Blue Cars du programme Auto'Lib.

Les technologies à ions Lithium (anglicisées sous la terminologie Lithium-ion) furent développées dans les années 80 et sont actuellement les plus diffusées. Leur électrode positive utilise des oxydes de métaux lithiés (Cobalt, Nickel, Manganèse ou un mélange des trois dans des proportions variables) et des phosphates métalliques (principalement de fer). Leur électrode négative utilise des feuillets de graphite (ou du carbone) ou encore des titanates de Lithium ou des composés Silicium/Carbone. Les performances de ces différentes technologies Lithium sont bien différenciées, tant en densité d'énergie qu'en durée de vie, caractérisée non seulement en nombre de cycles de charge/décharge mais aussi en vieillissement dans le temps (dit calendaire), lui-même accéléré par la température. L'optimisation de la performance d'une batterie au Lithium est ainsi le résultat d'une stratégie de gestion complexe dépendant de nombreux paramètres : nombre de cycles, profondeur de décharge, puissance de charge et de décharge, températures de fonctionnement, conditions de stockage prolongé... Paramètres trop souvent mal pris en compte dans nombre d'applications industrielles, ce qui nous permet de reprendre le mot de la fin de notre conférencière Marion Perrin : « Une batterie ne meurt pas, elle est assassinée ! »

Retrouvez également cet article dans le Flash n°35.