Illustration : Révolution Énergétique (supercondensateur : Kemet).
L’intégration croissante dans le réseau électrique de capacités de production d’électricité non-pilotables conduit à des risques importants de ne plus parvenir à assurer la stabilité de ce réseau. Et ce point difficile devient crucial dans les réseaux de petite taille, et isolés, comme ceux des îles, compromettant leur capacité à produire une proportion significative d’énergie renouvelable. Une start-up espagnole propose une technologie de stockage d’énergie dite « hybride » permettant d’assurer la qualité et la stabilité requises du réseau, en bénéficiant des avantages combinés de supercondensateurs et de batteries lithium-ion.
Les Îles Canaries sont ce petit archipel situé au large du Maroc, qui forme l’une des dix-sept communautés autonomes d’Espagne. Elles sont peuplées de 2,2 millions d’habitants, répartis sur une superficie de 7 400 km2, soit l’ordre de grandeur de celle d’un département français. L’Espagne s’est fixé des objectifs volontaristes concernant la transition énergétique, et prévoit en particulier que la puissance installée en termes de stockage d’énergie passe de 8,3 GW en 2021 à 20 GW d’ici à 2030.
Les Canaries sont tenues à participer à l’atteinte de ces objectifs, en occupant néanmoins une place toute particulière. En effet, les réseaux électriques insulaires sont plus petits, et isolés, c’est-à-dire qu’ils ne sont pas, ou peu, interconnectés. Dans ces conditions, les contraintes portant sur le stockage d’électricité sont accrues pour assurer la stabilité du réseau, et notamment lorsqu’il s’agit d’accommoder une proportion importante de capacités de production non pilotables.
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C’est dans ce contexte qu’a été développé le projet ViSync. Ce dernier met en œuvre une technologie dite de stockage hybride, basée d’une part sur des batteries lithium-ion et d’autre part sur des supercondensateurs. Cette synergie est d’un grand intérêt, car elle combine des technologies qui disposent de vitesses de réaction différentes pour fournir la puissance électrique nécessaire à l’équilibre du réseau. Cet équilibre, en effet, nécessite de mettre en place des moyens d’assurer des puissances très importantes sur des périodes très courtes (inférieures à la seconde, ou de quelques minutes), et des puissances moins importantes, mais sur des durées plus longues (jusqu’à quelques heures).
Les supercondensateurs sont capables de répondre aux besoins très rapidement, mais ils ne disposent pas d’une grande capacité de stockage d’énergie. Et c’est là qu’interviennent les batteries, pour des besoins plus importants en énergie, mais avec une plus faible réactivité. Cette architecture permet de ne pas avoir à surdimensionner en puissance le système de batteries, tout en préservant leur durée de vie.
Un autre atout du projet ViSync est d’être doté de systèmes de pilotage dit « grid-forming » (que l’on peut traduire par « formateur de réseau », ou par « autonome »). Ce type de système est capable d’assurer les bonnes caractéristiques du réseau (tension, fréquence), en l’absence d’alternateurs de centrales thermiques classiques, et de ne plus seulement être passif (« grid-following »).
L’optimisation d’ensemble du système permet en principe de couvrir les besoins de stabilisation du réseau électrique, et ce même lorsqu’il comporte une importante proportion de sources d’énergie non pilotables dans un réseau de petite taille non interconnecté. Et c’est pour démontrer cette technologie qu’a été conçu le projet dans les Îles Canaries.
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Le projet ViSync est en effet un projet pilote. Il profite du retour d’expérience de projets précédents à plus petite échelle, et qui visaient également à pouvoir fournir des puissances importantes avec une très grande réactivité. Par exemple, le projet RES+, en Espagne, ou encore le projet INERTIA+, au Royaume-Uni, pouvant fournir très rapidement 5 MW de puissance, et pouvant stocker 38,88 MJ (soit environ 10 kWh).
L’installation sera connectée au réseau de transport haute tension commun aux îles de Lanzarote et de Fuerteventura, à l’est de l’archipel, plus précisément au niveau de la sous-station de 66 kV de Mácher (Lanzarote). Le système sera doté d’une puissance-crête de 16 MW (18.8 MVA de puissance apparente maximale) et d’une capacité de stockage 3,45 MWh.
Le projet s’articule autour d’un partenariat regroupant un grand nombre de partenaires. En premier lieu, le concepteur du système : la société Hybrid Energy Storage Solution (HESStec), une start-up espagnole. Vient ensuite Elewit, la plate-forme technologique de l’opérateur réseau Redeia (Red Eléctrica de España), qui a investi dans HESStec notamment pour soutenir le projet ViSync. D’autres sociétés sont impliquées : CEN Solutions, S2 Grupo et CERE. Le projet est en outre subventionné par l’ERHA PERTE, un programme stratégique de l’État espagnol destiné à développer les technologies renouvelables, l’hydrogène vert, et le stockage d’énergie.
Commentaires
Piloter l'énergie dans des îles qui reçoivent en permanence soleil et vent ne devrait poser aucun problème !
Pour ceux qui cherchent une solution économique, robuste ,indépendante, polyvalente, écologique, adapté à tous les besoins de stockage/production mondiaux , je propose une solution innovante à base d'air comprimé à développer en partenariat.
Je réponds à tous mes messages.
Etude scientifique prospective sur le stockage :
D’ici 2045, le marché du stockage d’énergie longue durée (LDES - Long Duration Energy Storage) est évalué à 223 milliards de dollars
Plusieurs études et méta-études scientifiques et modélisations permettent de faire mieux apparaître les types de stockage longue durée LDES les plus prometteurs aux plans techniques, financiers, durée de vie et faible empreinte environnementale, sur plus de quelques 300 types de stockage répertoriés, ce qui n'exclue par les autres selon les autres durées et objectifs recherchés.
Pour un mix de 100% d'énergies renouvelable on a généralement besoin "en moyenne" de moins de 15% de stockage (et nettement moins sur un réseau optimisé comme çà pourrait être le cas par exemple en France sans besoin d'énergie nucléaire.
Les technologies de stockage d'énergie qui s'avèrent prometteuses pour les applications LDES sur plusieurs jours et saisonnières sont les batteries thermiques sensibles, thermiques latentes, thermochimiques, couplées et à flux, ainsi que les carburants synthétiques.
Les technologies de stockage d'énergie basées sur le stockage de chaleur sous forme d'énergie thermique (thermique sensible et thermique latente) ou chimique (thermochimique) disposent de nombreux matériaux de stockage candidats prometteurs. Ce sont des matériaux relativement abondants et peu coûteux, ce qui constitue des avantages clés pour ces technologies
Les batteries à métal liquide, à double électrode solide et de flux hybrides ne seront quant à elles probablement pas attrayantes pour le LDES. Cela est dû à l’évolution défavorable entre les capacités électriques et énergétiques, ce qui entraîne généralement la nécessité de sur-construire la capacité électrique pour répondre aux besoins en capacité énergétique.
Les batteries métal-air pourraient constituer une exception en raison de matériaux peu coûteux et des densités d'énergie très élevées
L’hydrogène provenant de l’eau a un coût très bas, dû en grande partie au faible coût de la matière première. Les performances favorables de l’hydrogène sont cohérentes avec l’attention considérable accordée en R&D à la réduction des autres coûts et risques associés à l’hydrogène.
Néanmoins, les données montrent que plusieurs autres carburants synthétiques sont prometteurs, notamment le méthane synthétique. Ainsi, des améliorations technologiques dans l’ingénierie des réactions pourraient potentiellement rendre d’autres carburants synthétiques plus attrayants que l’hydrogène pour répondre aux besoins du LDES à l’échelle du réseau.
Le stockage d'énergie longue durée (LDES ) basé sur le principe de la batterie Carnot - qui transforme l'énergie électrique excédentaire en énergie thermique et la reconvertit en électricité pour une utilisation lorsque la demande dépasse l'offre - s’inscrit dans la catégorie du stockage d’énergie thermomécanique et fait de plus en plus consensus au plan mondial dans le stockage et pourrait donc occuper une place importante
Les technologies de stockage d'énergie thermomécanique sont principalement destinées aux applications de stockage d'énergie à grande échelle, de moyenne à longue durée, avec des performances thermodynamiques favorables (efficacité aller-retour > ∼60 %), une longue durée de vie (30 ans et plus), de faibles coûts énergétiques unitaires et une faible empreinte environnementale
Les accumulateurs thermiques peuvent être basés sur la chaleur sensible, la chaleur latente et le stockage de chaleur thermochimique
Etude et modélisations scientifiques concernées du 26.01.24 - National Energy Technology Laboratory, Albany, Etats-Unis (parmi d'autres)
https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S2949790623000071#undfig1
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Aie, pour le photomontage, c’est un peu raté... le supercondensateur KEMET série FG présenté est plutôt conçu pour sauvegader l’heure ou le contenu d’une mémoire RAM hors tension que pour assurer la stabilité d’un réseau électrique haute tension... Il est capable de fournir environ 1mA sous 5V, soit 5mW quand on désire 5MW... Totalement irréaliste d’essayer d’installer 1 Milliards de ce composant par installation...
On peut en trouver ici, avec sa doc pour les curieux:
https://fr.farnell.com/kemet/fg0h105zf/condensateur-1f-5-5v-super-radial/dp/2362055
Pourtant il existe bien dex supercondensateur capable d’encaisser des centaines d’ampère pour une puissance de l’ordre du kW, celui-là par exemple. https://www.digikey.fr/fr/products/detail/kyocera-avx/SCCY71B407SLBLE/8028692