Principe de fonctionnement, Projets en cours et Perspectives
Cette synthèse a été rédigée par mes élèves HEI5 ESEA dans le cadre de leur projet étude et recherche.
Résumé :
L’hydrogène est actuellement utilisé en raison de ses propriétés chimiques dans l’industrie pétrolière et dans l’industrie chimique. Cette molécule présente cependant un intérêt énergétique majeur qui n’est pas exploité aujourd’hui. Il peut être utilisé pour la production d’énergie sur le réseau, ou dans les transports, et c’est une solution pour le stockage de l’énergie, notamment de l’électricité, ce qui sera le défi des systèmes énergétiques du 21e siècle. L’hydrogène comme vecteur énergétique représente ainsi un enjeu scientifique, environnemental et économique. Grâce aux progrès de la technologie de l’électrolyse, il peut être produit de façon décarboné, économique et contribue aux objectifs que la France s’est fixée en matière de développement des énergies renouvelables, de réduction des émissions de gaz à effet de serre et des polluants et de réduction des consommations d’énergie fossile.
Dans cette synthèse, le principe de fonctionnement, les projets en cours et les perspectives du stockage par hydrogène sont présentés.
Mots clés :
Stockage, Hydrogène, Etat de l’art, Principe de fonctionnement, Situation mondiale, Perspectives , Recommandations pour les investisseurs.
Face au développement des EnR, de la mobilité électrique et de l’autoconsommation, le stockage de l’électricité prend de plus en plus d’ampleur.
La technologie qui se développe le plus est la batterie Li-ion. Contrairement aux apparences, son prix ne cesse de baisser (moins de 100$/kWh en 2030 contre 200 aujourd’hui) et sa densité énergétique ne cesse de d’augmenter (180Wh/kg en 2030 contre 120 aujourd’hui). Et même avec une forte augmentation du prix de la tonne de Lithium, le prix des batteries n’augmentera pas. La question de disponibilité ne se pose actuellement pas (400 ans de réserve en 2016). En revanche, des craintes sont exposées quant à la disponibilité du cobalt (contexte géopolitique critique) et du nickel. D’autres technologies de batteries se développent fortement comme les Sodium-ions. Bien que prometteur, il faut encore attendre quelques années avant le développement industriel.
Une autre technologie bien présente en France est le stockage hydraulique (STEP ou Barrage). Si la France dispose encore de 7GW de capacité à installer, il est peu probable qu’elle le fasse du fait de nombreuses contraintes environnementales.
Le stockage via l’hydrogène est une technologie très prometteuse. Bien qu’encore chère, elle pourrait facilement se compléter avec les batteries notamment dans le transport pour les longues distances. Cependant, cette technologie sera réellement propre si l’électrolyse est réalisée à partir des énergies renouvelables.
De manière générale
Il convient dès maintenant, de développer la filière de production, de réutilisation et de recyclage des batteries de Li-ion en Europe.
Si nous voulons réduire notre empreinte carbone, il est nécessaire de développer le « Made in Europe ». La fabrication de batterie en France permettrait de réduire les GES de 2 à 3 MTCO2 eq par an en 2035.
La réutilisation systématique des batteries permettra de les exploiter au maximum de leur potentiel (l’empreinte carbone s’en trouve d’autant plus réduit) et de réduire le nombre de batteries neuves nécessaires pour le stockage stationnaire domestique.
La non recyclabilité des batteries serait un désastre écologique au vu du nombre de batteries qui seront en circulation (2 millions en France rien que la mobilité en 2030, ce qui représente plusieurs milliards de cellules à recycler). Mais le recyclage permettra de réduire les dommages environnementaux (1 tonne de lithium requiert 28 tonnes de batteries contre 250 tonnes de minerai ou 750 tonnes de saumure) et notre dépendance aux importations de lithium de cobalt et de nickel.
Stockage et réseau
Si les études ont montré l’importance du stockage par batteries et supercondensateurs pour stabiliser le réseau et augmenter la part des énergies renouvelables dans les années à venir, l’intérêt économique reste encore à prouver. Surtout si les pays Européen intensifient leurs interconnexions dans le but de faciliter le transit des puissances des EnR. Enfin, il ne semble pas pertinent d’employer des batteries de 2nd vie.
Stockage et mobilité
Face au dérèglement climatique, il est nécessaire de repenser notre rapport à la mobilité.
Il faut favoriser la recharge lente et les batteries de faible capacité. Un fort taux de recyclage permettrait une économie de 1 à 2 MtCO2 eq par an. En parallèle, il est nécessaire de développer les transports en commun afin d’accompagner cette mobilité (économie de 7MtCO2 en 2035). Il est nécessaire aussi d’accentuer le déploiement des points de recharge notamment dans les zones rurales et les résidences collectives.
Stockage et autoconsommation
Si l’autoconsommation est une excellente initiative, il n’est pas encore rentable économiquement de l’accoupler avec une station de stockage. L’horizon 2030 ci prêtera davantage grâce aux nombreuses batteries de seconde vie qui seront disponibles. L’intérêt économique rejoindra alors l’intérêt environnemental.
Note :
Cet article est issue d’une synthèse faite par mes élèves HEI5 ESEA dans le cadre de leur projet Etude et Recherche. La synthèse complète avec un état de l’art et une propective sur le stockage de l’énergie électrique est disponible ICI.
Face au développement des EnR, de la mobilité électrique et de l’autoconsommation, le stockage de l’électricité prend de plus en plus d’ampleur. La technologie qui se développe le plus est la batterie Li-ion. Contrairement aux apparences, son prix ne cesse de baisser (moins de 100$/kWh en 2030 contre 200 aujourd’hui) et sa densité énergétique ne cesse de d’augmenter (180Wh/kg en 2030 contre 120 aujourd’hui).
Evolution du prix et de la densité des batteries Li-ion
Source : BlackRock Investment Institute and LMC Automotive
Une consommation exponentielle
En 2016, la consommation totale des batteries automobiles a été mesurée à 78 GWh et pourrait atteindre 1 TWh selon Renault dans le monde [1] [2]. Ce qui représenterait une consommation annuelle de 200 000 tonnes de lithium (la demande totale avoisinerait les 15 millions de tonnes en 2050). Il est nécessaire d’extraire 250 tonnes de minerai ou 750 tonnes de saumure pour obtenir 1 tonne de lithium pure.
Une pénurie à l’approche ?
Malgré une forte demande, le Lithium ne va pas disparaître tout de suite, comme le montre le tableau ci-dessous :
Réserve estimée en années pour différents matériaux – Source Renault [2]
L’Argentine, la Bolivie et le Chili représentent 55% des réserves mondiales et près de 50% de la production.
En revanche, notre attention doit se porter sur le Nickel et le Cobalt. Deux matériaux qui composent les électrodes. Or ces matériaux sont souvent des sous-produits, donc leur production dépende grandement de l’extraction d’autres minerais. Ensuite concernant le cobalt, la majorité de sa production est localisée en République Démocratique du Congo à hauteur de 65%, pays dont la situation économique et politique est aujourd’hui fortement instable.
Néanmoins, le recyclage du cobalt des batteries pourrait répondre au besoin de l’Europe à hauteur de 10% dans les années à venir. De même pour le Lithium. Le taux serait de 7% pour le nickel [3].
Une envolée des prix potentielle ?
Le lithium ne représente que 3% en masse des composants [2]. Il est donc relativement peu sensible au prix de la tonne. Ainsi, d’après Bloomberg un triplement du prix de la tonne du lithium aurait pour conséquence une augmentation de seulement de 2% du prix des batteries, 3% pour le nickel et 13% pour le cobalt en 2017.
Depuis le 9 Mai 2017, un décret officialise l’autoconsommation par le biais des panneaux photovoltaïques. Il existe 3 possibilités :
Vente totale de l’électricité
Consommation totale
Consommation et vente du surplus
Ce décret autorise aussi l’ajout de batteries à l’installation – remarque au passage, il est interdit en France de posséder un parc de batteries sans installation photovoltaïque dans le but de spéculer (cette méthode n’est de toute façon pas rentable). Cependant, est-ce que l’ajout d’un moyen de stockage est une solution rentable ?
Un contexte favorable
Si de plus en plus de foyers optent pour l’autoconsommation (40 000 installations pour un total de 143 MW installés au 1er janvier 2019[1]) c’est pour sa rentabilité. Outre une aide financière de la part de l’état répartie sur 5 ans lors d’une installation de PV pour une autoconsommation, le prix d’achat du kWh ne cesse d’augmenter (courbe verte de la Fig. 1). Ce dernier va continuer d’augmenter avec les intégrations des EnR et l’entretien du parc nucléaire.
Fig. 1. Prix de vente et de rachat d’un kWh – Source Eurostat
Mais un décollage à l’horizon 2025 pour l’autoconsommation
Cependant, d’après une étude prospective [2] l’autoconsommation n’est actuellement rentable que pour des projets ayant de grandes toitures et des taux d’autoconsommation élevés (avoisinant les 100%) – aujourd’hui le coût annualisé d’une autoconsommation est de l’ordre 190€/kWc/an. Pour le secteur résidentiel, l’opération sera rentable à l’horizon 2025 (2023 pour le Sud de la France et 2030 pour le Nord). D’après RTE [3], 3,8 millions de foyers pourraient être sous contrat d’autoconsommation à l’horizon 2035 contre 15 000 aujourd’hui (représente environ 10 GW de PV).
Et 2030 avec l’ajout de batteries
D’après RTE [2], en fonction des scénarios, la capacité, de batteries domestiques, installée pourrait varier de 1 à 10 GWh.
L’intérêt d’une batterie permet au consommateur d’installer une quantité plus importante de PV tout en augmentant son taux d’autoconsommation. D’après l’Ademe, ce dernier varie entre 20 et 50%. Tout dépend des habitudes des consommateurs. Cette part d’autoconsommation peut atteindre facilement 70% en ajoutant des batteries de l’ordre de 2 à 6 kWh.
Cependant cette solution n’est actuellement pas rentable pour le consommateur. En effet, d’après la commission Européenne, le coût du kWh des batteries pour l’application résidentielle avoisine les 750€/kWh[3]. Mais le plus important n’est pas l’investissement de départ mais le coût de production d’un kWh par la batterie (pour le comparer au prix d’achat d’électricité). Il est difficile de calculer ce coût car tout dépend de la performance de la batterie (batterie neuve ou non, emplacement, nb de cycles, profondeur de décharge…) et du coût de son installation. Cependant, on peut estimer que le coût de revient se situe aux alentours de
0,20€/kWh (batterie neuve fonctionnant sur 10 ans). Ce prix étant à la croisée du tarif d’achat (Fig. 12), ce n’est pas encore intéressant en France. En revanche, certains pays d’Europe le font déjà, notamment au Danemark ou le prix de l’électricité avoisine les 30cts/kWh TTC + prélèvements (Source – Eurostat).
Néanmoins, il est important de ne pas considérer que l’aspect économique. De plus en plus de consommateurs souhaitent consommer de l’électricité verte et de manière locale. On pourrait aussi favoriser la vente des batteries de 2nd vie spécifiquement pour le stockage stationnaire domestique afin de prolonger de 3 à 7 ans la durée de vie des batteries issues des voitures[2].
Avec l’apparition d’un frein ?
Pour un autoconsommateur, l’économie sur la facture est possible grâce aux taxes et à la redevance d’accès au réseau (TURPE). Chacun représentant 1/3 de la facture. Or l’économie sur cette facture ne correspond pas forcément à la même économie pour la collectivité et les fournisseurs. Ainsi, il a été chiffré par RTE, en 2030[2], que la perte nette serait de 120€/an pour l’état, de 70€/an pour les fournisseurs et de 75€/an pour les gestionnaires de réseaux. Ainsi, tous ces surcoûts devront être compensés par les utilisateurs afin de maintenir le bon fonctionnement du réseau (17€/an supplémentaire pour les foyers n’étant pas sous contrat d’autoproduction).
Cependant, ces chiffres peuvent être revus à la baisse si :
Les capacités d’autoconsommation sont déduites des objectifs de développement du photovoltaïque de l’état et des collectivités (on réduit le nombre de projets de production de fermes).
Le développement de l’autoconsommation se substitue à d’autres filières de production renouvelable et/ou thermique.
Combiner mobilité électrique et autoconsommation ?
Le couplage d’une voiture électrique avec une installation photovoltaïque apparaît séduisant pour de nombreux consommateurs d’un point de vue écologique. Cependant, il est nécessaire que ce dernier puisse placer la recharge de leur véhicule aux heures de production. Les salariés rentrant chez eux lors de leur pause méridionale peuvent ainsi augmenter leur part d’autoconsommation (15% des trajets domicile travail). Cette part peut être augmentée avec le vehicle-to-home (V2H) et la recharge pilotée (de 85% à 90% d’autoconsommation au lieu de 67%). D’après RTE, les VE sont susceptibles d’augmenter la puissance des installations d’autoconsommation de l’ordre de 1 à 2 GW à l’horizon 2035.
Les VE sont aussi susceptibles de remplacer les batteries stationnaires au regard de leur capacité (environ 44 kWh pour les VE aujourd’hui et 2 à 6 kWh pour les batteries stationnaires). Mais, il ne faut pas en faire une priorité au risque de favoriser l’augmentation de la capacité des batteries des voitures.
Et le stockage via eau chaude ?
Le solaire thermique est aussi une excellente solution d’autoconsommation. Car d’après l’ADEME [4], 72% de l’énergie consommée par un foyer provient du chauffage et de l’eau chaude sanitaire. Il est donc plus judicieux d’installer un chauffe eau solaire plutôt que d’installer un chauffe électrique fonctionnant avec des PV (Au moins pour les nouvelles maisons). D’autant plus que cette technologie est aussi compétitive en terme de production [5]: de 0,156 à 0,456€/kWh pour le thermique et de 0,164 à 0,407€/kWh pour le photovoltaïque en 2016.
Références :
[1] « Enjeux du développement de l’électromobilité pour le système électrique », RTE, 2019.
[3] N. Lebedeva, D. Tarvydas, I. Tsiropoulos, European Commission, et Joint Research Centre, Li-ion batteries for mobility and stationary storage applications: scenarios for costs and market growth. 2018.
Cet article est issue d’une synthèse faite par mes élèves HEI5 ESEA dans le cadre de leur projet Etude et Recherche. La synthèse complète avec un état de l’art et une propective sur le stockage de l’énergie électrique est disponible ICI.
Stockage et mobilité électrique : une symbiose à l’approche
Cet article est issue d’une synthèse faite par mes élèves HEI5 ESEA dans le cadre de leur projet Etude et Recherche. La synthèse complète avec un état de l’art et une propective sur le stockage de l’énergie électrique est disponible ICI.
1.Contexte
Un contexte favorable au développement de la mobilité verte [1] [2]
Face au dérèglement climatique, la mobilité électrique se développe fortement ces dernières années. Et pour cause, le secteur routier est responsable d’un tiers des émissions de gaz à effet de serre en France. Les véhicules représentent 77% de ces émissions. Il faut ajouter à cela 16% des émissions de particules fines inférieures à 10 μm, 59% des émissions de NOX et 54% de la pollution sonore en France.
Le Tableau 1 fait une comparaison ACV entre une citadine thermique et une autre électrique.
Tableau 1. ACV comparative d’une Citadine thermique et un VE
Le contexte réglementaire agit en faveur de la mobilité verte. En illustre l’accord conclu entre l’état et la plateforme de la filière automobile et mobilités (PFA) en 2018. Cet accord stipule que les ventes des VE devront atteindre 6% des parts du marché. Ceci pour amorcer l’objectif de zéro véhicule thermique en vente d’ici 2040 voulu par l’état Français. Ensuite, au niveau de la réglementation Européenne, les véhicules neufs ne devront pas émettre plus de 95 gCO2/km d’ici 2021. Or la fourchette actuelle est comprise entre 100 et 130 gC02/km. On observe même une augmentation des émissions avec l’explosion de la vente des SUV (36% des ventes des véhicules en 2018 d’après Négawatt). Les constructeurs seront donc soumis à de fortes contraintes (et amendes) d’ici quelques années concernant les véhicules thermiques. Enfin, de plus en plus de villes mettent en place des restrictions avec la vignette Crit’air à l’instar de Lille ou de Paris qui souhaite interdire les diesels dès 2024.
Le contexte économique est aussi favorable aux VE.D’après UFC que choisir, il est actuellement plus rentable d’acheter un VE qu’une voiture thermique (1ère main). Les économies sont encore plus importantes pour un véhicule d’occasion (2ème main).
Coût
annuel de détention
Electrique
Diesel
Essence
1ère
main
(15 000km/an)
6 801 €/an
7 038 €/an
7 166 €/an
2ème
main (12 000km/an)
2 407 €/an
3 155 €/an
3 347 €/an
Tableau 2. Coût annuel de détention d’un véhicule
Le contexte environnemental en passe de gagner.[3]Pour beaucoup, le véhicule électrique est une fausse bonne idée car la production de la batterie est polluante. Ceci est en partie vrai. En effet, à la sortie de l’usine, le bilan carbone d’un VE est de 9,5 tCO2 équivalent contre 6,2 pour un VT – Il est estimé que l’impact total de la batterie est d’environ 100kgCO2/kWh de batterie. Or, en effectuant une analyse de cycle de vie (ACV) selon plusieurs critères (cf Tableau 1) on constate qu’un VE est plus performant notamment en ce qui concerne l’épuisement des ressources et le potentiel de réchauffement global. Ceci grâce à l’exploitation d’un VE qui nécessite moins d’entretien et d’énergie brute sous réserve de rouler un minimum de kilométrage avant recyclage (25 à 50 milles km environ pour une citadine selon la taille de batterie, ce qui représente environ 2 à 4 années d’exploitation – source Eurostat). Cependant, le potentiel de réchauffement global est fortement dépendant du mix électrique du pays. En effet, l’électricité rechargeant la batterie n’est pas forcément décarbonée. Ainsi la quantité de CO2 est réduite de 85% en Suède en comparaison avec une citadine thermique. Et seulement de 20% en Pologne – mix électrique fortement à base de charbon[4]. La seule faiblesse d’un VE est effectivement la conception de la batterie qui engendre un potentiel d’acidification et d’eutrophisation des sols plus important.
Mais des faiblesses à combler
Malgré ce fort engouement, les ventes peinent à grimper. Le nombre d’immatriculations de véhicules électriques légers en 2019 atteint 36 545 (de Janvier à Octobre) (d’après AVERE France). Le nombre total de VE en circulation est de 209 000 en Novembre 2019. On est bien loin du 1,2 million que l’on souhaite atteindre en 2023-24 (objectif PPE). Il faut ajouter cependant les 53 000 hybrides rechargeables en circulation.
Ceci s’explique par un coût d’achat plus élevé et ce malgré une aide maximale de 6 000 € de la part de l’état uniquement pour les VE (se référer à carte-grise.org) . D’ailleurs, cette aide est très importante à maintenir et sera nécessaire jusqu’en 2025[4]. Sans cette aide, les ventes peuvent fortement reculer. Ce fut le cas au Danemark où les ventes ont été divisées par 10 en l’espace d’un trimestre en 2016 après la suppression des aides. Et il est important de communiquer qu’un VE est bénéfique à long terme aussi bien pour le ménage que pour la transition écologique.
Cependant, la démocratisation des VE est inégalement répartie en France. D’une part, de nombreuses personnes sont dépendantes des trajets de longues distances notamment dans les provinces et les personnes habitants dans la banlieue mais travaillant en ville. D’autre part, malgré la présence de 27 661 points de recharge publiques en 2019 (d’après AVERE France), ce nombre est aussi inégalement réparti sur le territoire comme le montre le graphique suivant.
Figure 1 : Nombre de points de recharge pour 100 000 habitants
Les résultats sont toutefois à nuancer avec le nombre de VE en circulation.
Figure 2 : Nombre de VE par point de recharge
On peut constater par
l’intermédiaire de ces deux figures que Paris possède un fort taux de véhicules
par point de recharge. Avec l’augmentation des tailles des batteries, il peut y
avoir des congestions au niveau des recharges car plus longues.
Pour beaucoup de propriétaires,
la solution reste d’installer une borne chez soi. Encore faut-il avoir la
place. Car selon l’INSEE en 2016, 44% de la population française vivaient dans
un logement collectif. Cependant, depuis le 4 juillet 2019, le gouvernement a
annoncé de nouvelles aides ADVENIR pour accompagner l’équipement en
infrastructure de recharge dans le résidentiel collectif, qui est plus onéreux,
(aide de 50% du prix de l’installation).
Si les aides de l’état sont maintenus et que le gouvernement s’engage dans le développement de la mobilité verte, on pourrait atteindre un parc de 5,2 M de véhicules d’ici 2030 (soit plus que 4,4 M voulu par le PPE)[5]. A l’inverse, sans une politique incitative, il n’y aura qu’un parc de 3 millions de véhicules à cette même date.
La mobilité électrique ne touchera pas que les VE
Le marché VE n’est pas le seul à
connaître une forte croissance. En effet, les Bus et VUL sont aussi au cœur de
la transition énergétique.
Concernant les VUL[6] :
Actuellement 3,6 millions de VUL circulent en France et la majorité de VUL
roulent au diesel (96% de diesel immatriculé en 2017). Leur nombre devraient
augmenter du fait des restrictions mises en place par les villes pour les
camions. D’après Enea consulting le TCO d’un VUL de ptac 1,7t (le plus présent)
électrique est plus compétitif qu’un diesel dès 2022. Nous allons donc assister
à un fort développement de cette technologie. En témoigne l’étude de Wavestone [5] prédisant un parc de
800 000 VUL électrique à l’horizon 2030. Ceci est possible avec les
grandes flottes d’entreprise pouvant migrer rapidement.
Concernant les Bus [2]: La part des bus électrique sera portée à la hausse aussi bien par la réglementation que par les initiatives locales voulant verdir les transports collectifs. Ainsi le parlement Européen prévoit que 66% des bus propres soient zéro émission ou circulant au biométhane (limité à 30% des volumes achetés) et 75% d’ici 2030. La ville de Paris quant à elle souhaite posséder une flotte de 66% de bus électriques en 2025 (soit plus de 3 100 bus). Elle est rejointe par d’autres villes telles qu’Amiens, Nantes, Marseille ou Lyon.
De manière générale le parc des bus de villes et d’autocars représente un potentiel de 100 000 unités. Chiffre stable depuis 2016 avec un renouvellement de (1840 ± 270) unités depuis 2010 pour les bus. L’accent est davantage mis sur les bus de ville afin de réduire la pollution de celle-ci mais aussi parce qu’ils parcourent des distances plus courtes contrairement aux autocars (batterie de plus faible capacité). De plus, l’infrastructure de recharge est plus facilement déployable au sein d’une ville que d’un réseau régional.
Focus sur les autres technologies[6], [7]
Véhicule à hydrogène :
la technologie fait son chemin en France. Si elle est mature, elle coûte
actuellement 2 fois plus cher comparée aux thermiques. De plus, il y a
actuellement 9 bornes en France. L’état Français vise 30 à 50 en 2025. Enfin,
cette technologie n’est vraiment intéressante, d’un point de vue GES, que si
l’hydrogène est produit à partir de l’électrolyse de l’eau et d’un mix
électrique décarbonée, et non à partir du vaporeformage du méthane
(consommation d’énergie 3 fois plus élevée que celle des véhicules à batteries
Négawatt). Néanmoins elle pourrait trouver sa place, à moyen terme, pour les
véhicules lourds devant effectuer de longues distances.
Véhicule GNV : Il
existe déjà une flotte très importante de GNV dans le monde avec pas moins de
30 millions d’unités (principalement des camions bus et autocars). Cette
technologie ne semble pas pertinente pour les véhicules particuliers et les VUL
(6tCO2 supplémentaire comparé à un VUL diesel et un surcoût de
2 400€). De plus, il n’y avait que 71 points de recharge publiques en
2018. Si la combustion au gaz émet moins de particules et de gaz polluants ce
n’est pas le cas pour les GES. Or d’après Carbone 4, les véhicules GNV ne
pourront contribuer à la réduction des GES qu’en utilisant du biométhane dont
le potentiel de gisement est actuellement mis en question.
2. Un important gisement futur de stockage
En termes de production
Face au fort développement de la
mobilité électrique, il convient d’assurer l’approvisionnement de batteries. En
effet, si l’on se positionne en France et que le parc de véhicule électrique
est de 4,4 millions d’unités en 2030 (sans inclure les bus et utilitaires
lourds), il faudra produire a minima près de 800 000 batteries (Fig.
10)
pour les VE. Ce chiffre augmentant d’années en années. En effet d’après RTE, on
pourrait atteindre un parc compris entre 7,6 et 15,6 millions de VE en 2035
selon les scénarios [8].
En termes d’exploitation [8]
Outre le fait de produire une
quantité importante de batteries, leur exploitation et leur gestion demandera
une infrastructure robuste. En effet d’après nos estimations, près de 2
millions de batteries seront en circulation en 2030 tout type de batteries
confondu (Figure 3).
Mais là où ça devient
intéressant, c’est la possibilité d’exploiter les batteries en circulation pour
augmenter le taux d’intégration des EnR au sein du réseau en généralisant le
pilotage supervisé (5MtCO2/an pourraient être évitées en 2035). En effet, une
voiture est inutilisée 95% de son temps. Les véhicules pourraient aussi servir de
réserve étant donné qu’ils roulent en moyenne 35,4 km par jour (40,2 km en zone
rurale). Il reste donc une part importante d’énergie.
Et contrairement aux apparences
le réseau serait tout à fait capable d’absorber les puissances demandées. Selon
RTE en 2035, 8 millions de VE demanderait une demande de 24 TWh soit environ 5%
de la production nationale. Et avec 55%
de pilotage des charges, le pic de puissance passerait de 8 GW à 3,5 GW en
période hivernale à 19h. Ce chiffre pourrait être vu à la baisse car selon RTE,
l’évolution des usages influencera l’alimentation du réseau. Selon RTE la
pilote de la charge est une option sans regret, pour le consommateur.
En termes de réutilisation
Une autre façon d’optimiser l’utilisation des batteries, et de prolonger leur durée de vie par l’intermédiaire d’un stockage stationnaire d’électricité pour le secteur tertiaire. En effet, ce n’est pas parce que les batteries sont remplacées tous les 10 ans dans les voitures, qu’elles ne fonctionnent plus. C’est juste qu’elles sont moins performantes en termes de capacité de stockage. En effet on estime qu’après 10 ans d’utilisation l’état de charge (SOC) des batteries li-ion est d’environ 70-80%. Mais ce chiffre peut fortement varier d’une batterie à l’autre. Tout dépend du kilométrage, de la typologie du trajet, de la manière de conduire et de la météo. On considère que l’on peut encore exploiter les batteries en mode stationnaire entre 3 et 7 ans[9].
En 2030, la
capacité de stockage variera de 5 à 10 TWh/an[5]. Tout dépendra du taux de
réutilisation de ces batteries.
Figure 3. Evolution de la quantité de batteries en circulation – Source Avere France
3. Li-ion : Etat des lieux
Un prix chutant
Comme le montre le graphique ci-dessous, le prix du kWh ne cesse de chuter. Passant de 900 à 200$/kWh aujourd’hui. Ce prix baissera encore et atteindra les 100$/kWh vers 2030.
Figure 4. Evolution du prix et de la densité des batteries Li-ion Source : BlackRock Investment Institute and LMC Automotive
Une consommation exponentielle [9],[10]
En 2016, la consommation totale des batteries automobiles a été mesurée à 78 GWh et pourrait atteindre 1 TWh selon Renault dans le monde. Ce qui représenterait une consommation annuelle de 200 000 tonnes de lithium (la demande totale avoisinerait les 15 millions de tonnes en 2050). Il est nécessaire d’extraire 250 tonnes de minerai ou 750 tonnes de saumure pour obtenir 1 tonne de lithium pure.
Une pénurie à l’approche ?[10]
Malgré une forte demande, le Lithium ne va pas disparaître tout de suite, comme le montre le tableau ci-dessous :
Tableau 3. Réserve estimée en années pour différent matériaux – Source Renault
L’Argentine, la Bolivie et le
Chili représentent 55% des réserves mondiales et près de 50% de la production.
En revanche, notre attention doit
se porter sur le Nickel et le Cobalt. Deux matériaux qui composent les
électrodes. Or ces matériaux sont souvent des sous-produits, donc leur
production dépende grandement de l’extraction d’autres minerais. Ensuite
concernant le cobalt, la majorité de sa production est localisée en République
Démocratique du Congo à hauteur de 65%, pays dont la situation économique et
politique est aujourd’hui fortement instable.
Néanmoins, le recyclage du cobalt des batteries pourrait répondre au besoin de l’Europe à hauteur de 10% dans les années à venir. De même pour le Lithium. Le taux serait de 7% pour le nickel. [4]
Une envolée des prix potentielle ?
Le lithium ne représente que 3% en masse des composants [10]. Il est donc relativement peu sensible au prix de la tonne. Ainsi, d’après Bloomberg un triplement du prix de la tonne du lithium aurait pour conséquence une augmentation de seulement de 2% du prix des batteries. 3% pour le nickel et 13% pour le cobalt en 2017.
4. Bibliographie
[1] « Les potentiels du véhicule électrique », Ademe, Avis de L’Ademe, 2016.
[2] « Développement de l’électromobilité : Démystifier les questions de faisabilité pour faire apparaître les opportunités pour le système électrique », Union Française de l’électricité, 2019.
[3] M. Chéron, A. Gilbert-d’Halluin, et A. Schuller, « Quelle contribution du véhicule électrique à la transition écologique en France ? », Fondation pour la nature et l’homme, 2017.
[4] « Electric vehicles : the truth », Transport et environnement, 2018.
[5] C. LE ROY et R. Potocki, « Ensemble vers la mobilité électrique 2019 – 2025 – 2030 », Wavestone – équilibre des énergies, 2019.
[6] S. EL FADILI, C. HUITRIC, et J. MOITRY, « A quoi les véhicules utilitaires légers rouleront-ils demain ? », Enea Consulting, 2018.
[7] S. Amant, H.-M. Aulanier, C. Ramos, A. Schuller, et S. Timsit, « La France amorce le virage vers le véhicle électrique », Carbone 4, 2018.
[8] « Enjeux du développement de l’électromobilité pour le système électrique », RTE, 2019.
[9] « Synthèse – projet ABattRelife automotive battery recycling and secnd life », ADEME, 2015.
[10] H. Emmanuel, S. Marine, et S. G. Sokhna, « Electrification du parc automobile mondial et criticite du lithium à l’horizon 2050 », p. 73.
Cette synthèse a été rédigée par mes élèves HEI5 ESEA dans le cadre de leur projet étude et recherche.
Résumé :
Face au développement des EnR, de la mobilité électrique et de l’autoconsommation, le stockage de l’électricité prend de plus en plus d’ampleur. La technologie qui se développe le plus est la batterie Li-ion. Une autre technologie bien présente en France est le stockage hydraulique (STEP ou Barrage). Alors que le stockage via l’hydrogène est une technologie très prometteuse.
Dans cette synthèse, un état de l’art et une prospective des systèmes de stockage pour le futur proche (2030) sont présentés. Il permet de juger la pertinence des principales solutions de stockage d’un point de vue économique et écologique et ainsi aider les décideurs dans leurs futurs choix stratégiques.
Les développements actuels dans le domaine des énergies renouvelables, ainsi que la tendance à l’autoproduction et à l’autoconsommation d’énergie, ont suscité un intérêt accru pour les moyens de stockage de l’énergie électrique, devenus un élément clé du développement durable. En mettant particulièrement l’accent sur leur gestion et leur valorisation, cet ouvrage analyse le potentiel offert par le stockage de l’électricité dans le cadre des bâtiments, îlots de bâtiments et quartiers intégrés dans un large réseau électrique intelligent (ou smart grid) ou formant un microréseau électrique intelligent (ou micro grid). Il montre les nombreux services que le stockage peut apporter et examine les facteurs socio-économiques importants liés à l’émergence de bâtiments intelligents et de réseaux intelligents. Enfin, il présente les outils méthodologiques nécessaires à la mise en place d’un système de gestion de l’énergie de ces technologies de stockage, illustrés par des exemples concrets et pédagogiques.
Abstract :
Current developments in the renewable energy field, and the trend toward self-production and self-consumption of energy, has led to increased interest in the means of storing electrical energy; a key element of sustainable development.
This book provides an in-depth view of the environmentally responsible energy solutions currently available for use in the building sector. It highlights the importance of storing electrical energy, demonstrates the many services that the storage of electrical energy can bring, and discusses the important socio-economic factors related to the emergence of smart buildings and smart grids. Finally, it presents the methodological tools needed to build a system of storage-based energy management, illustrated by concrete, pedagogic examples.
