15 juillet 2017
Tesla va construire le plus grand système de stockage lithium-ion au monde en Australie et avant la fin de l’année !
788 x16 batteries Powerwall à 5000 USD, soit environ 63 MUSD, rien qu’en batteries+l’infrastructure et le refroidissement.
Près de 100 MUSD !
Le prix est évidemment intéressant, mais il est difficile d’en déduire dans ce cas une rentabilité du stockage, ou ce qui revient au même un coût du MWh déstocké. En effet, le rôle de cette batterie (126 MWh de stockage pour 100 MW de puissance) n’est pas principalement le stockage d’énergie (la durée théorique de déstockage étant de 1,26 heure, soit en pratique environ 1 heure au maximum sachant qu’une batterie n’est pas utilisée jusqu’à sa décharge complète pour préserver sa longévité, ce qui limite ses possibilités de lissage de la demande ou des variations des EnRis).
L’objet essentiel de cette batterie est de stabiliser la fréquence du réseau en écrêtant les fluctuations très rapides des EnRis, une batterie étant capable d’absorber ou restituer de l’énergie au réseau dans des temps extrêmement courts. Son rôle est donc de réaliser un réglage primaire fréquence-puissance ultra rapide qui permet de corriger les écarts avant qu’ils n’aient des conséquences sur le reste du réseau (pour les amateurs de théorie des régulations, les constantes de temps d’action des batteries sont très inférieures aux constantes de temps de réaction des réseaux). Ce système fonctionne bien, il a été longuement testé par EDF R&D sur une boucle d’essai d’une dizaine de MW et est utilisé avec succès semble-t-il dans plusieurs (petits) réseaux isolés des îles, à des puissances du même ordre.
Fonctionnellement, les batteries subissent donc des charges/décharges à un rythme élevé et aléatoire, fonction des fluctuations cumulées des consommations + EnRis. Économiquement, ce ne sont donc pas les valeurs stockées qui présentent l’intérêt essentiel, mais le service de stabilisation rendu au réseau, qui peut se chiffrer par des sommes extrêmement importantes s’il permet d’éviter des blackouts comme en a connu le réseau Sud-australien entre l’automne 2016 et l’hiver 2017 (périodes de printemps et d’été pour l’Australie). Pour fixer les idées, le coût pour la collectivité d’un blackout en France est estimé par RTE à 25 000 Euros/MWh non distribué !!! Je ne sais ce qu’il en est pour le réseau Sud-australien, d’une échelle très différente (3 GW de puissance installée environ, importations comprises) mais ce coût étant proportionnel au niveau de vie du pays (il correspond essentiellement à la perte de PIB du fait du manque généralisé d’électricité), il devrait logiquement être d’un ordre de grandeur comparable par MWh non distribué.
Reste maintenant à vérifier que les 100 MW de batteries seront suffisants pour stabiliser un réseau dont la puissance maximale peut atteindre 3 GW en ordre de grandeur. Réponse par les faits dans quelques mois, mais on peut penser que les gestionnaires de ce réseau ont fait de bonnes simulations… C’est à souhaiter pour eux et pour… Elon Musk !
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