« Tôt ou tard, les batteries sans subsides vont concurrencer les centrales au gaz »

En Belgique, la sortie du nucléaire et le doublement de l’éolien offshore vont soutenir le développement de capacités de stockage par batteries, estiment les développeurs de ESTOR-LUX. Explications.

Dans toute l’Europe, des acteurs testent et développent des solutions de stockage d’électricité dans la perspective d’un continent 100% renouvelables d’ici 2050. 

En effet, il s’agit de stocker les surplus de production éolienne et photovoltaïque lorsque le vent souffle ou que le soleil brille, afin de les restituer sur le réseau électrique lorsque les conditions météorologiques sont moins bonnes. 

Et la Belgique participe à ce mouvement. 

La Flandre a ainsi développé en 2018 une centrale de stockage de 18 MW (lire cet article La Flandre s’équipe d’une centrale de stockage Tesla de 18 MW). 

C’est à présent au tour de la Wallonie : le consortium public-privé belge ESTOR-LUX annonce la mise en service en septembre 2021 d’un parc de batteries lithium-ion de 10 MW dans un zoning de Bastogne – photo ci-dessous – afin de fournir un service d’équilibrage au réseau haute tension (lire notre article Premier stockage par batteries sur le réseau électrique wallon). 

Un modèle novateur 

Si diverses solutions existent pour du stockage électrique à petite échelle, déployer cette technologie à grande échelle sans schémas de soutien dédiés reste un défi de taille. C’est précisément là que réside l’innovation du consortium public-privé belge ESTOR-LUX, qui s’apprête à faire entrer les projets de stockage électrique dans une nouvelle ère. 

En effet, ESTOR-LUX a réussi à mettre en place et financer un modèle technico-économique novateur et très prometteur permettant de contourner ces écueils de développement. 

Le cluster TWEED organisait un webinaire le 15 juin dernier sur le thème du stockage et de la flexibilité, ce qui nous permet d’en savoir un peu plus sur ce projet innovant. 

Centricabattery optimizer et partenaire du consortium, testera à Bastogne son modèle d’optimisation de batteries. 

La Société Régionale d’Investissement de Wallonie (SRWI) co-développe également ce projet. 

Les développeurs rappellent qu’il est tout à fait possible de stocker l’énergie, pas forcément sous forme électrique, mais sous forme de conversion d’énergie électro-mécanique.  

Les batteries Lithium-Ion, dont les performances ont augmenté et les coûts diminué depuis 10 ans, permettent désormais de stocker des puissances de 1 kW à 1 GW, pour des capacités énergétiques allant de 30 minutes à 12h (temps pour charger ou décharger la batterie à pleine puissance), pour une durée de stockage allant de un jour à une semaine (mais le stockage de plus longue durée s’avère moins pertinent, en raison de l’autodécharge et d’une faible densité énergétique). 

Economiquement viable 

Mais le stockage n’est pas toujours économiquement viable. 

ESTOR-Lux a été développé sans subside et sans contrat long terme avec le gestionnaire de réseau et se trouve donc exposé aux fluctuations du marché. Mais il a été possible de créer un financement sans recours envers les actionnaires. C’est un premier aspect novateur. 

Le deuxième aspect novateur, c’est la durée de stockage : 2h. C’est plus que la durée moyenne en Europe, qui se situe entre 30 minutes et une heure.  

« Ca nous permet de nous positionner de manière unique sur des services à forte intensité énergétique”, explique Cédric Legros, Invest Manager à la SRIW-Environnement. “On veut être activé, de manière régulière et sur des périodes plus longues que la majorité des projets – qui sont activés rarement et sur des périodes plus courtes. »

Le stockage par batterie a atteint la rentabilité sur le marché intra-day et offre une alternative aux générateurs thermiques pour stabiliser le réseau. “Et avec l’augmentation des énergies renouvelables dans le mix électrique et la diminution des coûts des batteries à l’avenir, le stockage par batterie va devenir également rentable sur le marché day-ahead », poursuit Cédric Legros. 

“L’ambition du projet est de montrer qu’un modèle front-in-meter est techniquement et économiquement viable et surtout bancable car la bancabilité va nous permettre de répliquer ce type de projets à grande échelle”, conclut-il. 

Des projets dédiés à la flexibilité 

Plusieurs incidents survenus au Royaume Uni démontrent les limites des centrales thermiques pour jouer un rôle de flexibilité. En effet, le pays compte beaucoup d’énergies renouvelables disponibles et deux centrales thermiques pour équilibrer le réseau. Or des incidents ont rendu ces centrales indisponibles au même moment, forçant le gestionnaire de réseau à un délestage c-à-d à couper certaines régions du réseau électrique. Certains industriels ne pouvaient plus produire et le trafic ferroviaire était à l’arrêt.

« Dans la transition énergétique, on a besoin de capacités flexibles spécifiquement dédiées à cette flexibilité et les projets de batteries peuvent palier à cette problématique », souligne Cédric Legros.

Sortie du nucléaire et éolien offshore

ESTOR-LUX vise un portefeuille de projets de 100 MW d’ici 2023 et compte absorber des projets beaucoup plus importants en 2025-26.

A cette échéance, la Belgique va en effet changer de paradigme avec la sortie – totale ou partielle – du nucléaire et le doublement des capacités éoliennes en mer du Nord pour atteindre 4,5 GW.

Selon les acteurs concernés, des capacités de stockage beaucoup plus importantes vont donc voir le jour en Belgique.

Créer de la valeur

Pour rendre un projet rentable, il faut apporter de la valeur aux industriels. Il s’agit d’introduire la batterie au sein de la stratégie énergétique et de la développer comme un service.   

Un agrégateur de flexibilité va donc monétiser les batteries et maximiser les revenus pour les opérateurs (via des algorithmes et des big datas). En effet, les batteries et la gestion active de la demande se complètent de mieux en mieux (lire notre article Flexibilité et stockage, deux solutions complémentaires).

Voici trois situations qui ne crée pas de valeur :

  • décaler dans le temps l’injection d’électricité solaire ou éolienne ;
  • décaler le prélèvement quand il y a abondance d’énergie ;
  • fournir des réserves au gestionnaire ou faire de l’arbitrage sur les marchés.

    Par contre, voici trois situations qui créent de la valeur :
  • Lorsqu’un industriel autoconsomme de l’électricité solaire ou éolienne (autoproduite ou achetée), la batterie va maximiser cette autoconsommation jusqu’à 40-50%. 
  • Lorsqu’un industriel autoconsomme, il détériore son profil de consommation, ce qui augmente le coût de l’électricité résiduelle qu’il devra acheter sur le réseau. La batterie va dès lors permettre d’éviter ce surcoût. 
  • Enfin, si l’industriel arrive à être behind-the-meter, l’agrégateur pourra créer de la valeur.

Il faut une combinaison des trois situations pour atteindre la rentabilité et la bancabilité. 

Quel sera l’impact du CRM ?

Le mécanisme de rémunération de capacité (CRM) prévoit de subsidier des centrales au gaz pour compenser la fin du nucléaire.

Quel sera dès lors l’impact du CRM sur le business model du stockage par batterie ?

« Notre ambition consiste à développer des projets sans subsides, y compris sans CRM », précise Cédric Legros. « Par contre, tel que le CRM est conçu, il présente peu d’intérêt pour les batteries. Mais tôt ou tard, les batteries sans subsides vont concurrencer les centrales à gaz pour la fourniture de pointe. On espère que les directing factors, très strictes pour les batteries, seront revus dans les premières années du CRM pour permettre le développement de capacités de stockage. »