Les batteries, pièce maîtresse du puzzle renouvelable espagnol : “Le soleil et le vent ne sont pas là quand on en a besoin”

• énergie L’hydrogène vert expliqué en graphiques

Le puzzle électrique espagnol, composé majoritairement de pièces renouvelables, présente un grand paradoxe : que se passe-t-il lorsque vous n’êtes pas disponible ? Puisque la possibilité de sauver la boîte et de continuer à l’assembler lorsque le soleil se lève ou que le vent souffle n’est pas envisagée, il est nécessaire de disposer de technologies de secours telles que le gaz ou la production constante d’énergie nucléaire. De plus, le Plan National Intégré Énergie Climat (PNIEC) prévoit 6 GW de stockage entre pompage et batteries, mais actuellement seule la première technologie existe -quelque 3,3 GW-, tandis que la seconde en est encore à ses balbutiements. Du moins en Espagne, car des pays comme l’Australie ou les États-Unis ont un parc en pleine croissance. Et c’est en tout cas la prévision avant la révision du plan, qui élargira probablement ses objectifs à une multitude de technologies. L’Espagne sait qu’elle a besoin de moyens pour stocker l’électricité, car c’est un point clé de son plan énergétique, mais, pour l’instant, elle a beaucoup de travail devant elle.

Les grandes entreprises électriques ont déjà des projets en cours ou sur le point de l’être en Espagne, même s’il s’agit systèmes de petite capacité, surtout si on les compare aux parcs renouvelables qu’ils accompagnent. Presque toutes les batteries sont hybridées ; En d’autres termes, ils servent en quelque sorte à prolonger l’apport des éoliennes ou des panneaux photovoltaïques pendant quelques heures lorsqu’ils ne sont pas disponibles.

Il convient de noter qu’actuellement l’un des problèmes -ou, du moins, l’un des défis- du mix énergétique espagnol est décharges: Il y a des moments où la production renouvelable est si élevée que l’électricité produite doit être rejetée, car la demande est inférieure à l’offre. L’idée est que les batteries résolvent ce problème et permettent de stocker de l’énergie pour la libérer à un autre moment.

Au-delà de l’hydrogène, qui reste une énergie potentielle sous forme chimique, les principaux moyens d’« économiser » l’électricité sont les batteries et le pompage. Le stations de pompage Ce sont des barrages qui permettent de libérer de l’eau pour produire de l’électricité, mais qui peuvent ensuite utiliser des sources d’origine renouvelable pour remonter le liquide et ainsi alimenter le système de pompage. De plus, dans les centrales hybrides, les éoliennes ou les plaques à partir desquelles leurs systèmes sont alimentés peuvent également éclairer le réseau lorsqu’elles ne sont pas utilisées.

Pendant ce temps, les batteries sont presque les mêmes que ceux utilisés par les véhicules électriques et son fonctionnement et ses caractéristiques -également frappés-, pratiquement identiques. De plus, le secteur automobile a été la grande cause du fait qu’aujourd’hui, ils commencent à être utilisés pour le secteur électrique. Bien qu’il varie en fonction de nombreux facteurs, des sources de l’industrie estiment le prix moyen d’une borne qui permet de stocker l’électricité pendant deux heures dans environ 400 000 euros par MWh.

“Le fonctionnement est le même et, en fait, c’est la même technologie utilisée dans les véhicules électriques”, illustre Mara Prez, Responsable Stockage chez Naturgy. “Ce qui se passe, c’est qu’ils sont un peu plus chers et que nous faisons un peu plus attention lors du chargement et du déchargement pour qu’ils durent pour nous”, plaisante-t-il en introduisant une autre des clés : elles ne peuvent pas toujours entrer en fonction, car elles ont un durée de vie utile d’environ 6 000 cycles de charge. Avec une prévision modérée de environ 500 cycles par an -il faut aussi tenir compte du temps qu’ils mettent à charger et à décharger-, c’est-à-dire 12 ans.

Pour atténuer cela, il existe diverses alternatives qui permettent aux compagnies d’électricité de facturer ce que les batteries fournissent au-delà de l’électricité qui entre dans le système lui-même, en empilant les services. La première serait la plus évidente, l’arbitrage : on charge quand il y a excès de production et que le prix est bas et on décharge quand le premier baisse et que le second monte. Ainsi, l’idée est qu’ils peuvent être utilisés pour aplatir la courbe de canard qui se produit dans le secteur de l’électricité dans un mix avec beaucoup de production renouvelable, où il y a beaucoup plus d’approvisionnement en électricité aux heures centrales de la journée, lorsque le prix de l’électricité baisse également, et la production s’effondre au coucher du soleil, ce qui coïncide également avec une hausse de la demande intérieure.

Il est également proposé, par exemple, qu’il y ait une enchère d’inertie accessible aux différentes technologies de stockage, ou qu’elle participe aux marchés de régulation des fréquences. Ce dernier est un concept un peu plus complexe, qui repose sur le fait que le réseau, pour fonctionner, a besoin d’une fréquence –50 herzios– et ceci en maintenant l’équilibre entre la production et la demande d’électricité. Lorsqu’il y a un déséquilibre, cela signifie qu’il y a plus de production, et cela pourrait être résolu en alimentant les “batteries” ou qu’il y a un manque d’électricité, auquel cas elles se déchargeraient.

“Ensemble avec a une dégradation naturelle : si vous ne l’utilisez pas, il se dégrade également“, explique Pérez. “Il faut essayer de le faire fonctionner le plus possible, mais pas pour opérer pour opérer, car il faut le rentabiliser”, détaille-t-il. En tout cas, son prix a baissé grâce au développement de la technologie qui a conduit au véhicule électrique « C’est ce marché qui a favorisé la recherche et le développement des usines de production, etc. », concède-t-il. Alexandre Ariasresponsable des projets spéciaux d’Iberdrola Energa Sostenible.

“Ils sont vraiment similaires en termes de fonctionnement et de technologie”, déclare Arias. Les batteries stationnaires pour connecter le réseau et celles qui donnent vie aux voitures électriques sont batteries lithium-ion. La différence, explique Arias, réside dans certains matériaux, notamment la cathode : « Dans les batteries stationnaires, la cathode est constituée d’un matériau appelé LFP (lithium fer phosphate) et dans le véhicule, c’est un autre, NMC (nickel, manganèse, cobalt) “. En effet, “en stationnaire, la longévité des batteries est plus valorisée et, par contre, dans le véhicule, ce qui est plus valorisé, c’est la densité d’énergie : c’est-à-dire qu’elles pèsent peu pour la capacité de stockage dont elles disposent”.

Le revers de la médaille est précisément le lithium, un matériau pour lequel deux secteurs qui n’en font qu’un se concurrencent : le stockage. “Maintenant même le prix du lithium est très volatil», illustre Arias, qui fournit des données qui le prouvent : de 2020 à l’année dernière, le prix du lithium a été multiplié par cinq, mais l’année dernière, il a été réduit et est revenu aux niveaux de 2020. « La production dépend de la construction de grandes usines qui prennent aussi des années à fabriquer et la demande est très instable, dépend de ce facteur d’introduction du véhicule électrique », contextualise-t-il. Cependant, des solutions se profilent à l’horizon, comme le passage aux batteries à batterie. ions de sodiumun matériau beaucoup plus abondant.

batteries hydrauliques

Le pompage, quant à lui, implique un investissement plus important et un travail d’ingénierie beaucoup plus complexe, avec des temps qui peuvent être de l’ordre d’une décennie, selon les travaux requis. En échange, il accorde une puissance beaucoup plus grande -Iberdrola, par exemple, dispose d’un gigaoctet hydraulique au Portugal d’une capacité combinée de 1 158 MW qui a coûté plus de 1 500 millions d’euros – et il permet également de stocker l’énergie plus longtemps, même d’une saison à l’autre. saison.station. Pour des besoins plus importants, c’est beaucoup plus efficace que les ‘piles’.

Les deux technologies sont donc complémentaires. “Nous sommes dans la transition et il n’y a pas de technologie qui va résoudre le problème : ce que vous devez réaliser, c’est un mélange de toutes les solutions”, détaille Prez. “Les batteries permettent de stocker moins d’heures, mais elles sont beaucoup plus rapides, et puis le pompage contribue lorsque vous avez besoin de stocker plus d’heures“, CV.

Malgré les défis que les batteries ont encore devant elles, les deux experts s’accordent à dire qu’elles seront la clé du mélange de pays comme l’Espagne. “Dans un mix vers lequel on se dirige de 75% d’énergies renouvelables d’ici 2030 ou 100% d’ici 2050, les batteries sont nécessaires pour le système en raison de l’évidence que le soleil et le vent ne sont pas là quand ils sont nécessaires », résume Arias « C’est un complément et une aide pour intégrer les énergies renouvelables dans le système ». Le problème, souligne-t-il, est que le services qu’ils contribuent “ils ne sont pas encore payés” et “il n’y a rien pour pousser les promoteurs et installer des batteries encore”.

Face à cela, Pérez, qui considère également qu’il est nécessaire de développer les marchés, est optimiste : « Le premier pas, qui consistait à profiter des aides européennes, a déjà été franchi. Et c’est arrivé, simplement parce que cela devait arriver. “Si vous voulez vraiment faire une transition, vous avez besoin de stockage”, s’installe-t-il.