Le projet "Gaume Energies" a pour but de tester des solutions de stockage local d'énergie, en conditions réelles. Celui-ci est porté par le Parc Naturel de Gaume (PNdG) dans le cadre du programme LEADER 2014-2020/2023 et est financé par le Plan wallon de Développement Rural.
Le projet bénéficie de la participation du centre de recherche FoRS de l’École d’Ingénieurs HENALLUX pour les aspects techniques. L’objectif principal est de pallier, en partie, à l’intermittence de la production photovoltaïque et de minimiser la sollicitation du réseau électrique. En réponse à ces enjeux, le projet vise à réaliser des économies sur la facture pour le prosumer tout en contribuant à la diminution du risque de saturation du réseau, saturation pouvant entraîner le décrochage local d’onduleurs solaires.
Un rapport complet est récemment sorti et Renouvelle vous le résume en deux articles. Le lien vers le rapport est à retrouver dans la section « pour aller plus loin ».
Le principe du stockage d’électricité photovoltaïque est simple (voir illustrations ci-dessous). Lorsqu’on produit plus d’électricité qu’on en consomme, l’excédent est stocké dans une batterie. Quand la production n’est pas suffisante pour répondre aux besoins, on utilise l’électricité stockée dans la batterie en la déchargeant. Lorsqu’elle est tout à fait chargée et qu’il n’y a plus de place pour l’excédent, ce dernier est injecté dans le réseau.
Présentation des systèmes de production & stockage
Dans le cadre de ce projet, 2 systèmes ont été installés dans deux maisons déjà équipées de panneaux photovoltaïques et ont été suivis pendant deux années complètes, de juillet 2019 à juin 2021.
Chaque système est composé (par ordre de priorité) :
- de prises intelligentes : arrêtent les appareils électroménagers compatibles (lave-vaisselle, machine à laver) en début de cycle et les redémarrent lorsqu’un surplus d’électricité suffisant est détecté ;
- d’une batterie électrochimique (avec son onduleur-chargeur & EMS) : soit au sodium, soit au lithium (LFP, Lithium-Fer-Phosphate) ;
- d’un PVheater : contrôleur de puissance qui redirige l’excédent de production vers un ballon d’eau chaude sanitaire avec résistance électrique (boiler électrique).
Les deux habitations sont équipées de panneaux solaires d’une puissance de 6 kWc (4,6 kVA) et 5,5 kWc (4,5 kVA), produisant, respectivement, environ 6.350 et 4.050 kWh par an. Leur consommation annuelle avoisinant les 4.200 et 7.000 kWh, cela donne deux dimensionnements production/consommation (taux de couverture) d’environ 150% et 60%.
Dans la première habitation, la batterie au sodium-ion a une capacité de 10,8 kWh pour 560 kg et une puissance de 2,4 kW (relativement limitée), tandis que dans la deuxième, la batterie au lithium-ion a une capacité de 10,5 kWh pour 150 kg et une puissance de 9 kW.
Présentation des résultats
Le graphique, ci-dessous (cliquez pour l’agrandir), montre comment l’énergie solaire produite est respectivement utilisée (moyenne des 2 périodes monitorées pour chaque habitation).
Dans la première habitation, le système réduit le taux d’injection vers le réseau à 26%, contre 79% sans le système (calculé par simulation, a posteriori). Pour chaque kWh utilisé par la batterie au sodium pour se charger, seulement 0,63 kWh peut être reconverti en électricité en raison de pertes. Elle n’est donc pas très efficace si on compare ce rendement de 63% aux 88,5% avancés par le fabricant. Cependant, une partie de cette différence est due aux pertes générées par le fonctionnement d’un onduleur, présent entre la batterie et le reste du système électrique.
Dans la seconde, le système diminue le taux d’injection à 21%, comparé à 71% sans celui-ci (toujours calculé par simulation, a posteriori). Encore une fois, la batterie (ici au lithium) a un rendement global bien inférieur à celui communiqué par le fabricant : 70% au lieu de 95%. Cette différence s’explique entre autres par le fait que les batteries au lithium sont équipées d’un dispositif de contrôle de sa température interne, indispensable pour garantir la sécurité, mais qui entraîne une consommation d’énergie supplémentaire. L’onduleur de la batterie est aussi responsable de certaines pertes.
Le chargement des batteries a permis de stocker 28% de la production de la première habitation et 37% de la seconde. Le PVheater, lui, en consomme respectivement 25% et 12%, bien qu’étant derrière la batterie dans l’ordre de priorité. Dans le premier cas, l’importance du PVheater dans l’autoconsommation solaire est surtout due au fait qu’il contrôle un nouveau boiler électrique en préchauffe du ballon d’une chaudière combinée au mazout. La capacité de stockage est dès lors plus grande (de ± 12°C à 60°C) que pour le boiler de la seconde habitation qui maintient, de base, la température de l’eau chaude sanitaire à 50°C. Dans les deux situations, l’impact des prises intelligentes est marginal et ne permet pas de tirer de conclusions.
La seconde partie de l’analyse des résultats se concentre sur l’aspect économique et vous pouvez la retrouver ici.