Sur le stockage électrique décentralisé

La problématique du stockage – et plus particulièrement des batteries – vient souvent du constat que l’électricité est plus chère à l’achat qu’à la vente. Pour le maître d’ouvrage, se pose alors naturellement la question de savoir s’il est financièrement avantageux de stocker l’électricité d’origine photovoltaïque en site propre plutôt que d’en injecter la partie excédentaire dans le réseau pour devoir la racheter plus tard, et plus chère. Derrière cette question légitime, se cachent des enjeux financiers, écologiques et opérationnels importants. Et ceci non-seulement à l’échelle du bâtiment, mais aussi à l’échelle du réseau électrique tout entier. Sous la menace que le stockage décentralisé représente une fausse bonne idée (au mieux) ou un marché juteux faisant fi des réels enjeux techniques et écologiques (au pire), il nous a paru nécessaire de procéder à une revue de la littérature sur ce sujet.

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Notre revue se restreint à la question du stockage électrique décentralisé ou « derrière le compteur », qui inclut typiquement le micro-stockage résidentiel couplé au photovoltaïque. Elle se place tant à l’échelle du réseau (macro) qu’à l’échelle du bâtiment (micro), le stockage décentralisé pouvant en théorie jouer un rôle à toutes les échelles. Elle aborde les questions de la rentabilité financière pour le maître de l’ouvrage et de la charge environnementale (énergie grise du stockage).

Un système de stockage électrique absorbe et relâche de l’énergie de manière que cette dernière puisse être produite à un moment et utilisée à un autre. Les technologies les plus connues sont les batteries plomb-acide et lithium-ion. Il existe de nombreuses autres technologies de batteries, mais aussi le pompage-turbinage, bien connu en Suisse, et la technologie power-to-gas, adaptée à de grosses puissances et des longues durées de stockage. Ces technologies se distinguent par des facteurs techniques tels que la capacité, la puissance, le rendement, la vitesse de réaction ou le vieillissement. Ainsi, est-il possible de former des gammes de systèmes classées en fonction de l’échelle spatiale (micro-accumulateurs résidentiels, grandes installations raccordées au réseau haute-tension) et de la durée de stockage (quelques secondes, quelques minutes, quelques jours, stockage saisonnier). Toutes les technologies ne correspondent pas à toutes les échelles d’espace et de temps. Qui plus est, le besoin de stockage varie selon que l’on considère une zone urbaine dense, une zone rurale, un réseau à très haute tension ou un micro-réseau.

La question du stockage est très dépendante du marché de l’électricité et des impératifs techniques qui sous-tendent la gestion des réseaux. En cas d’orage ou de panne d’une centrale, le réseau doit être équilibré de façon que la production reste égale à la consommation. En cas d’échec, il se produit une panne de courant à large échelle. En Suisse, il existe trois niveaux de réglage des réseaux, qui se distinguent principalement par leur temps de réaction et leur position sur le marché de l’électricité [1]. Le réglage primaire agit en quelques secondes. Il repose sur des systèmes à réaction rapide, tels que des super-condensateurs. Le réglage secondaire agit en quelques minutes. Il est typiquement assuré par les centrales hydroélectriques (centrales à accumulation), qui ajustent leur puissance ou pratiquent le pompage-turbinage. Enfin, le réglage tertiaire intervient après 15 minutes si les réglages primaire et secondaire ne sont pas suffisamment efficaces. Il est assuré par les producteurs d’électricité, mais aussi par les gros consommateurs (cimenteries par exemple), qui sont appelés à réduire ou à augmenter leur consommation en fonction de l’offre disponible. Le réglage primaire et le réglage secondaire se positionnent sur le marché au comptant, ou marché spot, caractérisé par la simultanéité entre la fourniture d’électricité et son paiement [2].

Une étude commandée en 2013 par l’OFEN à la société DNV KEMA [3] dans le cadre de la Stratégie 2050 évalue le besoin de stockage dans l’approvisionnement électrique Suisse du futur. L’étude cherche à déterminer s’il existe un besoin de stockage dans une optique de réglage le réseau (c’est-à-dire de gestion des nœuds de congestion et d’équilibrage entre production et consommation) et dans une optique d’intégration des énergies renouvelables décentralisées. L’étude conclut tout d’abord que le réglage du réseau ne nécessite aucun moyen de stockage supplémentaire d’ici à 2035. Elle ajoute toutefois que le stockage décentralisé pourrait devenir utile dès 2035, mais uniquement dans les zones rurales, et sous l’hypothèse d’un très fort développement du solaire photovoltaïque. En revanche, les zones urbaines denses, caractérisées par une grande proximité entre lieux de production et de consommation, ne nécessiteront vraisemblablement pas de nouveaux moyens de stockages d’ici à 2050, même sous l’hypothèse d’un important développement du photovoltaïque et de la mobilité individuelle électrique. L’étude conclut par ailleurs que l’intégration des énergies à production irrégulière pourrait bénéficier des moyens de stockage décentralisés, mais entre 2035 et 2050 seulement. En effet, sans moyens supplémentaires de stockage, la production d’énergie renouvelable devrait être périodiquement réduite par les opérateurs réseau, et ce en partie pour éviter les nœuds de congestion en milieu rural, et en partie pour éviter les excédents de production à l’échelle globale. Les moyens de stockage décentralisés permettraient d’éviter la réduction due aux nœuds de congestion, mais pas la réduction due aux excédents de production. Au final, ce sont 40 à 50% des réductions de puissance qui pourraient être évitées par les moyens de stockage décentralisés, soit 1 TWh. Ces chiffres peuvent paraitre élevés, mais ils sont à mettre en rapport avec la consommation électrique totale, qui s’est montée à 62 TWh en Suisse en 2015 [4]. Ainsi, l’étude de l’OFEN prédit que le pompage-turbinage centralisé restera la technique de stockage majeure d’ici à 2050, même en cas de développement important des moyens de stockage décentralisé.

La presse se fait souvent l’écho d’explosions spectaculaires de voitures électriques. Les batteries lithium-ion sont en effet connues pour représenter un risque d’explosion en cas de surcharge, de sous-charge, de court-circuit ou d’impact. Les services du feu adaptent généralement leur plan d’intervention en fonction de la structure du bâtiment et de son contenu. Aux Etats-Unis, en cas d’incendie d’un bâtiment contenant des batteries lithium-ion, les services du feu ont pour consigne de laisser le contenu s’éteindre de lui-même. Ainsi, les batteries lithium-ion doivent être installées dans un local incombustible qui dispose d’une ventilation indépendante [5]. D’après quelques discussions que nous avons eues avec des architectes et des entreprises locales, il semblerait que les mêmes contraintes existent en Suisse romande. Le cas échéant, il est évident que les coûts d’investissement, d’exploitation et de maintenance des moyens de stockage sont significativement augmentés, annihilant toute possibilité de rentabilité. Nous ne sommes toutefois pas parvenus à trouver une trace officielle de ces contraintes dans la documentation de l’AEAI ou des ECA.

Une étude réalisée par McKinsey [6] intitulée « Energy storage can make money right now! » vante les gains économiques dont pourraient bénéficier les fournisseurs d’énergie, les gestionnaires de réseaux, les consommateurs et, last but not least, les fabricants de batteries (!). L’étude se restreint aux applications décentralisées de faibles puissances, où les batteries type lithium-ion sont particulièrement indiquées. L’étude montre que le stockage est économiquement profitable pour les grands consommateurs (industries, grands immeubles de bureaux, grands hôtels) qui paient leur électricité d’autant plus chère qu’ils tirent de grandes puissances en peu de temps, c’est-à-dire soumis à une pratique tarifaire appelée demand charge dans l’étude, et qui est aussi appliquée en Suisse romande à travers la notion de durée d’utilisation de la puissance (DUP) [7]. Malheureusement, l’étude de McKinsey semble d’avantage attachée à montrer le potentiel économique du marché du stockage afin de justifier l’intervention de la Big Four auprès des industriels de la batterie.

Un autre élément de réponse est à nouveau donné par l’étude de l’OFEN [3]. L’étude évalue la rentabilité économique du stockage décentralisé dans un contexte de fort développement de l’énergie d’origine photovoltaïque. En considérant des batteries lithium-ion, elle montre que le temps de recouvrement des installations de stockage ne cessera de diminuer, surtout entre 2035 et 2050, et d’autant plus rapidement qu’elles joueront un rôle important dans le marché spot et la régulation secondaire, c’est-à-dire dans la gestion du réseau à l’échelle de la minute, qui est un marché réputé rémunérateur. Malgré cela, la rentabilité ne sera vraisemblablement jamais assez élevée pour recouvrir systématiquement les investissements et les coûts d’exploitation et de maintenance. L’étude conclut que le stockage décentralisé peut être rentable dans certaines conditions, mais que les risques financiers sont élevés. Mentionnons également que l’étude conclut à une possible rentabilité des moyens de stockage centralisés de longue durée et de très grosse puissance, du type que peut assurer la technologie power-to-gas. La rentabilité des grosses installations de stockage centralisé semble aussi possible en Angleterre, où le gestionnaire de réseau est désormais habilité à émettre des appels d’offres auprès de fournisseurs de solutions de stockage [8].

Notre expérience chez Enpleo aboutit aux mêmes conclusions. Nous avons simulé les flux financiers générés par de petites installations photovoltaïques couplées à batteries lithium-ion dans des bâtiments de logements. Même sans prendre en compte les possibles investissements en matière de sécurité incendie, et en considérant des prix de revente faibles, nous avons à chaque fois conclu à la non-rentabilité des batteries. Le prix des batteries est une chose, mais il faut aussi prendre en compte leur durée de vie et les tarifs d’électricité pratiqués par le fournisseur.

Dans ce contexte où le stockage décentralisé pourrait revêtir un intérêt technique tout en générant un risque financier pour son propriétaire ou exploitant, on peut se demander si les producteurs et fournisseurs d’électricité n’ont pas intérêt à laisser les particuliers investir eux-mêmes dans des moyens de stockage – ou même les encourager à le faire. Pourtant, rares sont les producteurs et fournisseurs d’électricité à le faire. La Romande Energie ne présente sur son site qu’une solution de stockage de compensation destinée aux grands consommateurs de puissance réactive (moteurs électriques) [9]. Il est vrai que les grands consommateurs ont peut-être le plus à gagner des moyens de stockage, vus comme services système. Le producteur bernois BKW propose lui un système de stockage décentralisé basé sur des batteries lithium-fer-phospate [10], alors que les prix de vente et de rachat de l’électricité ne sont pas différents de ceux pratiqués en Romandie. Un moyen pour BKW d’augmenter les capacités de stockage, non seulement sans investir, mais en générant du profit ?

Parallèlement à la question de l’utilité à l’échelle du réseau et à celle de la rentabilité économique, se pose la question de l’impact environnemental des batteries lithium-ion [11], technologie la plus prometteuse à l’échelle du bâtiment. L’impact environnemental d’un objet manufacturé est le plus souvent quantifié par des indicateurs tels que la demande en énergie primaire (énergie grise), les rejets de gaz carbonique (potentiel de réchauffement climatique), les rejets d’oxydes nitreux (potentiel de destruction de l’ozone), les rejets de dioxyde de soufre (potentiel d’acidification), ainsi que les rejets de particules fines. L’étude des différents intrants nécessaires à la fabrication de l’objet permet d’évaluer ces indicateurs et la charge environnementale de l’objet.

Une batterie lithium-ion à usage résidentiel pèse typiquement 100 kg pour une capacité électrique de 6 kWh [12], soit l’énergie consommée par un sèche-cheveux pendant trois heures. Il existe plusieurs technologies de batteries lithium-ion. Les batteries à l’oxyde de lithium-manganèse (LiMn₂O₄) offriraient le meilleur potentiel de rentabilité [13]. Une société suédoise partenaire de Volvo développe quant à elle des batteries au lithium-fer-phosphate (LiFePO₆) [14]. D’autres études confrontent les batteries lithium-ion à d’autres types de batteries électrochimiques [15]. Enfin, les batteries résidentielles de Tesla seraient de type lithium-nickel-manganèse-cobalt (NMC) [16], bien que la firme n’ait semble-t-il jamais rien communiqué à ce sujet.

Les données les plus complètes que nous avons trouvées concernent les batteries à l’oxyde de lithium-manganèse. Nous choisissons de détailler la fabrication de ce type particulier de batterie lithium-ion à titre d’exemple. Ainsi, dans une batterie à l’oxyde de lithium-manganèse, on trouvera 33 kg d’oxyde de lithium-manganèse (dans les cathodes), 19 kg d’aluminium, 15 kg de graphite (dans les anodes), 11 kg de cuivre (dans les anodes), 2 kg d’hexafluorophosphate de lithium (électrolyte), 11 kg de solvants (dilution de l’électrolyte), 2.5 kg de liants en polymère (pour lier les éléments de la cathode entre eux), 1.5 kg d’acier, et enfin 5 kg de plastiques divers et de composants électroniques (Battery Management System, BMS) [13].

Le lithium est souvent désigné – à tort ou à raison – comme le responsable de la charge environnementale des batteries lithium-ion. Nous nous intéressons donc au cycle de fabrication de l’oxyde de lithium-manganèse, composant de base des cathodes de la batterie, pour déterminer dans quelle mesure cela est vrai. Nous nous basons principalement sur les données présentées dans le rapport de l’U.S. Department of Energy [13], que nous recoupons aux données d’autres articles scientifiques [14, 15, 17]. Toutes les valeurs de masse et d’énergie données dans la suite du texte valent pour une batterie de 100 kg, soit le poids typique d’une batterie résidentielle.

Aujourd’hui, une grande partie du lithium est extrait de saumures du désert d’Atacama (exploitées par la société SQM). La saumure contient du lithium à une concentration de 1500 ppm. Le processus d’extraction commence avec le pompage de la saumure (1400 litres pour 100 kg de batteries), qui est retirée des puits pour être déversée dans des étangs à l’air libre. Sous le soleil, une période d’évaporation longue de 18 à 24 mois fait passer la concentration de lithium de 1’500 à 60’000 ppm. La saumure concentrée (35 kg) est ensuite récoltée et transportée vers une usine chilienne sise à 350 km des étangs. Le pompage de la saumure naturelle, l’évaporation de l’eau, puis la récolte et le transport de la saumure concentrée fait essentiellement intervenir du diesel (1.6 litre). Il est intéressant de noter que le lithium ainsi extrait ne représente que 11% du total des sous-produits extraits (essentiellement potassium) qui possèdent aussi une valeur économique. Certains auteurs [13] n’allouent donc que 11% de la consommation de diesel au lithium, tandis que d’autres [17] allouent la totalité. Cet exemple met en évidence le problème de l’allocation des ressources dans les analyses de cycle de vie.

Une fois dans l’usine, la saumure concentrée est purifiée. Elle est d’abord mélangée à de l’acide chlorhydrique (300 g pour 100 kg de batterie), de l’acide sulfurique (400 g) et des solvants organiques (150 g) pour extraire l’acide borique. Elle est ensuite mélangée à du carbonate de sodium (16 kg) et de la chaux (600 g) pour retirer les oxydes de manganèse et le carbonate de calcium, puis à nouveau à du carbonate de sodium pour former des précipités de carbonate de lithium (Li₂CO₃). Ces précipités, qui formeront l’un des deux composants des parties en lithium des batteries, sont lavés à l’eau (quantité inconnue mais recyclée en partie), filtrés, séchés et conditionnés. Le carbonate de lithium est alors pur à 99%. Cette seconde étape aura nécessité 3.5 kWh d’électricité, 0.1 m³ de gaz naturel et 1 litre de diesel (toujours pour 100 kg de batteries). A noter que le mix énergétique chilien est composé à 42% d’hydroélectricité, à 25% de charbon, à 20% de pétrole, à 7% de biofiouls et à 6% de gaz naturel. Mais il s’agit uniquement de l’énergie consommée sur site. L’analyse manquerait l’essentiel si elle ne s’attardait pas sur la provenance des différents intrants de cette seconde étape. Ainsi, le carbonate de sodium (16 kg) provient de l’ouest des Etats-Unis et parcours 8’200 km de son lieu de production à l’usine chilienne, dont 1’500 km par camions. Sa production nécessite essentiellement du charbon (2.5 kg) comme source d’énergie. La chaux (600 g) provient d’un site situé à 35 km de l’usine et sa production nécessite essentiellement du charbon également (100 g). Les autres intrants (acide chlorhydrique, acide sulfurique, solvants) consomment aussi de l’énergie pour leur production, mais en quantité bien plus faible. Leur toxicité, par contre, n’est pas évaluée ici, mais pourrait ne pas être négligeable. Ainsi se termine la fabrication du carbonate de lithium, qui doit maintenant être combiné avec de l’oxyde de manganèse pour former l’oxyde de lithium-manganèse.

L’oxyde de manganèse (28 kg pour 100 kg de batteries) est fabriqué en chauffant du manganèse entre 500 et 800°C dans un four qui consomme du pétrole (2.3 litres) et de l’électricité (0.6 kWh).

Enfin, l’oxyde de lithium-manganèse (32 kg pour 100 kg de batteries) est obtenu en chauffant les 6.5 kg de carbonate de lithium et les 28 kg d’oxyde de manganèse avec du gaz naturel (12 m³), avec un apport en azote et en oxygène. De cette réaction s’échappe du CO₂, qui possède un pouvoir de réchauffement climatique. Le produit de la réaction est ensuite moulu en présence d’eau, puis chauffé et séché avec du gaz naturel. C’est sous cette forme que l’on utilise le lithium dans les cathodes de la batterie.

La batterie est toutefois loin d’être terminée. Elle contient aussi 18 kg d’aluminium, 15 kg de graphite, 11 kg de cuivre, 10 kg de solvants, 2.5 kg de liants, 1.5 kg d’acier, 5 kg de plastique et d’autres composés en moindre quantité.

Au final, la production d’une batterie lithium-ion de 100 kg aura engendré une consommation de 2’900 kWh d’énergie primaire et un rejet de gaz à effets de serre correspondant 600 kg de CO₂ [17], ce qui correspond, en termes d’impact environnemental, à la consommation électrique d’une famille pendant 4 mois, ou encore à l’énergie primaire évitée par une installation solaire photovoltaïque pendant 1 an et demi. Le lithium ne contribue qu’à hauteur de 5 à 14% (en fonction de l’indicateur considéré) à la charge environnementale de la batterie, alors que l’aluminium y contribue entre 10 à 20%, et le pack batterie (avec l’électronique, la structure en acier et les câbles) entre 20 à 27%.

A l’heure actuelle, en Suisse, le stockage d’électricité ne semble pas représenter un maillon crucial de la gestion du réseau. Les technologies décentralisées que nous connaissons aujourd’hui – en particulier les batteries électrochimiques – ne réunissent pas toutes les conditions permettant une exploitation à la fois rentable, sûre et écologique. Même si le stockage décentralisé peut jouer un rôle positif dans une vingtaine d’années, notamment dans le réglage du réseau, il ne semble pas pertinent d’anticiper ce mouvement en installant dès aujourd’hui des dispositifs que l’on retrouvera en fin de vie et obsolètes le moment venu. Enfin, le stockage n’est pas le seul moyen d’intégrer la production d’origine renouvelable dans un réseau. Il est par exemple possible d’étendre ou de redimensionner le réseau pour lui permettre de mieux gérer les nœuds de congestion. Il est aussi possible de limiter l’injection de courant renouvelable tout en augmentant la capacité photovoltaïque afin de compenser le déficit de production. Le temps des batteries n’est donc pas venu. Sauf conditions très particulières, nous ne recommandons pas aux propriétaires de logements équipés de panneaux solaires photovoltaïques d’investir dans un système de stockage.

Il n’y a toutefois pas lieu de freiner la recherche en matière de stockage décentralisé. De nouvelles technologies pourraient rendre service à l’avenir, dans un réel souci de protection de l’environnement, comme certains résultats scientifiques le montrent déjà [18].

[1] Franziska Megert : Les trois niveaux de l’énergie de réglage. Blog BKW, consultable sur : http://blog.bkw.ch/fr/les-trois-niveaux-de-lenergie-de-reglage/.

[2] Wikipedia, Marché au comptant. Consultable sur : https://fr.wikipedia.org/wiki/March%C3%A9_au_comptant.

[3] Office fédéral de l’énergie (BFE/OFEN) : Energiespeicher in der Schweiz. Bedarf, Wirtschaftlichkeit und Rahmenbedingungen im Kontext der Energiestrategie 2050. Berne, 12 décembre 2013.

[4] Office fédéral de l’énergie (BFE/OFEN) : Production et consommation totales d’énergie électrique en Suisse 2015. Berne, 19 avril 2016. Consultable sur : http://www.bfe.admin.ch/themen/00526/00541/00542/00630/?lang=fr&dossier_id=00769.

[5] Ron Van Dell : Do You and Your Energy Storage Investment Have Good Chemistry? Part 1: Safety. Renewable Energy World, consultable sur : http://www.renewableenergyworld.com/articles/2016/06/do-you-and-your-energy-storage-investment-have-good-chemistry-part-1.html. Part 2: Return on Investment, consultable sur : http://www.renewableenergyworld.com/articles/2016/07/do-you-and-your-energy-storage-investment-have-good-chemistry-part-2.html. Part 3: Operation & Maintenance Costs, consultable sur : http://www.renewableenergyworld.com/articles/2016/07/do-you-and-your-energy-storage-investment-have-good-chemistry-part-3.html.

[6] P. D’Aprile, J. Newman, D. Pinner : The new economics of energy storage. McKinsey&Company, August 2016. Consultable sur : http://www.mckinsey.com/business-functions/sustainability-and-resource-productivity/our-insights/the-new-economics-of-energy-storage#0.

[7] Romande Energie : Tarifs d’électricité 2016 professionnels. Consultable sur : www.romande–energie.ch/images/Files/prix…/2016_prix-electricite_pro_fma.pdf.

[8] J. Shankleman : UK Grid-scale Energy Storage Approaches Commercial Reality. Bloomberg News, 25 août 2016. Consultable sur : http://www.renewableenergyworld.com/articles/2016/08/uk-grid-scale-energy-storage-approaches-commercial-reality.html

[9] Romande Energie : Batteries de compensation. Consultable sur : http://www.romande-energie.ch/entreprises/economies-d-energies/batterie-de-compensation.

[10] BKW : Home Energy Dispositif de stockage du courant solaire. Consultable sur : http://www.bkw.ch/fr/clients-prives/home-energy/stockage-du-courant/.

[11] Amy Westervelt : Tesla’s new batteries may be harder on the environment than you think. The Guardian, 10 juin 2015. Consultable sur : https://www.theguardian.com/vital-signs/2015/jun/10/tesla-batteries-environment-lithium-elon-musk-powerwall.

[12] Tesla : Spécifications de la batterie Tesla Powerwall. Consultable sur : https://www.tesla.com/fr_CH/powerwall?redirect=no

[13] U.S. Department of Energy : Material and Energy Flows in the Materials Production, Assembly, and End-of-Life Stages of the Automotive Lithium-Ion Battery Life Cycle. Washington D.C., juin 2012.

[14] M. Zackrisson, L. Avellan & J. Orlenius : Life cycle assessment of lithium-ion batteries for plug-in hybrid electric vehicles – Critical issues. Journal of Cleaner Production 18 (2010) 1519-1529.

[15] M.C. McManus : Environmental consequences of the use of batteries in low carbon systems : The impact of battery production. Applied energy, 93 (2012), 288-295. Cité dans : Science for Environment Policy, European Commission DG Environment News Alert Service, edited by SCU, The University of West England, Bristol, Issue 303, 25 octobre 2012.

[16] Tia Ghose : How Do Tesla’s Home Batteries Work? Live Science, 4 mai 2015. Consultable sur : http://www.livescience.com/50726-how-tesla-home-batteries-work.html.

[17] D. Notter, M. Gauch, R. Widmer, P. Wäger, A. Stamp, R. Zah & H.-J. Althaus : Contribution of Li-Ion Batteries to the Environmental Impact of Electric Vehicles. Environmental Science & Technology, Vol. 44, No. 17, 2010.

[18] Schüttauf et al. : Solar-to-Hydrogen Production at 14.2% Efficiency with Silicon Photovoltaics and Earth-Abundant Electrocatalysts. Journal of the Electrochemical Society, 2016; 163 (10). Consultable sur : http://jes.ecsdl.org/content/163/10/F1177#xref-fn-1-1.