Stockage résidentiel d'énergie : Saft veut diviser le coût par deux

 |   |  877  mots
Copyright Reuters
Dans une optique d'autonomie énergétique, ce n'est probablement qu'une question de temps avant de pouvoir stocker à petite échelle dans une batterie domestique, l'énergie produite par son installation photovoltaïque ou sa petite éolienne de jardin.

Ce marché du stockage décentralisé est visé par le français Saft, l'un des leaders mondiaux des technologies lithium-ion. Le groupe, qui est aussi positionné sur le stockage d'énergie stationnaire, voit de nombreuses synergies entre ce marché et celui des batteries pour véhicules électriques, sur lequel il se positionne.
Encore chères, les batteries domestiques devraient voir leur prix rapidement baisser, favorisant l'émergence du marché : Saft ambitionne de diviser par deux le coût des systèmes à long terme. L'industriel est aussi engagé dans deux projets démonstrateurs, l'un en Guadeloupe et l'autre dans un cadre franco-allemand avec le projet Sol-ion.

Un système de 7 kWh : moins de 5.000 euros à terme
"Il faut 1 à 2 kwh de batterie pour 1 kW de puissance photovoltaïque", a souligné Michael Lippert, responsable marketing stockage d'énergie, lors d'une conférence à l'ambassade d'Allemagne sur le photovoltaïque le 14 avril. En poussant la logique, chaque bâtiment résidentiel pourrait être équipé à terme d'une batterie domestique de 5 à 10 kWh, couplé à un système d'énergie renouvelable. Des équipements qui pourraient devenir aussi naturels qu'un chauffe-eau ou une chaudière. L'idée sous-jacente du stockage domestique est de déplacer l'électricité dans le temps, entre le moment où elle est produite et celui où elle est consommée.
Chez Saft, un système de stockage résidentiel de 7 kWh coûte aujourd'hui environ 10.200 ? incluant : batteries et système de gestion, installation, coût additionnel de conversion d'énergie et marge de distribution. Cela revient à un coût de stockage de 405 ? le MWh, selon Michael Lippert.
L'ambition de Saft est d'atteindre un coût de 7.540 ? en 2014, soit une baisse de 26% et un coût du MWh stocké à 222 ? (-45%). À plus long terme, une date que Michael Lippert ne précise pas, Saft vise un système de 7 kWh à 4.700 ?, soit une baisse de plus de 50% du coût d'acquisition. Le coût du MWh stocké chuterait alors de 72% pour atteindre 112 ?.

Toutes les conditions du marché pas encore réunies ?
La technologie est aujourd'hui au point. Elle est en cours de validation sur plusieurs projets pilotes. Outre le prix encore élevé d'un système de stockage, le secteur ne présente pas encore toutes les conditions nécessaires pour se développer en masse. Actuellement, grâce à une centrale photovoltaïque de quelques kW sur le toit d'une maison, un foyer n'est pas obligé, d'un point de vue réglementaire, d'injecter toute sa production sur le réseau électrique. Il peut tout à fait consommer sa propre énergie solaire. Mais les systèmes de tarifs d'achat subventionnés de l'électricité solaire, comme en France, ne favorisent pas les logiques d'auto-consommation. Il est plus intéressant pour un ménage de vendre son électricité solaire à EDF (actuellement à 46 c?/kWh maximum), puis d'acheter son énergie sur le réseau (autour de 10 à 12 c?/kWh).
Une auto-consommation d'électricité solaire grâce à une petite centrale domestique, mais sans batterie, permettrait pourtant de couvrir 30 à 35% de ses besoins électriques. L'approche est néanmoins périlleuse compte tenu de l'intermittence de la production solaire. Demain, dans un monde qui aura atteint la parité réseau et grâce à la baisse des coûts des batteries, la logique pourrait être inversé : il sera peut-être plus intéressant de consommer sa propre énergie solaire (dont les coûts continueront de baisser avec le progrès technologique) plutôt que d'acheter de l'électricité à un énergéticien (dont les prix sont structurellement à la hausse).

60 à 70 % d'auto-consommation
Avec une batterie domestique, un foyer pourrait ainsi couvrir 60 à 70% de ses besoins, selon les calculs de Saft. Fonctionner à 100% en auto-consommation n'est pas envisagé pour diverses raisons, notamment techniques.
Outre l'intégration plus aisée des énergies renouvelables sur le réseau, les systèmes de stockage d'énergie domestique pourraient également apporter de la valeur aux opérateurs du réseau. "Cela permet de gérer les pointes d'injection sur le réseau de distribution", note Michael Lippert, en soulignant que cette approche entre dans l'ère des réseaux intelligents (smart grid).

Des projets de démonstration
Saft est engagé dans le projet Sol-ion, aux côtés des français Tenesol et l'Ines, et de Voltwerk, E.ON et du Fraunhofer en Allemagne, entre autres. Le projet vise à développer un système intégré d'auto-consommation, sous forme de kit, de la production au stockage, en passant par la conversion d'énergie et la gestion du système énergétique. Le projet va entrer dans sa phase opérationnelle fin mai-début juin, avec le test de 75 systèmes en France et outre-Rhin.
Avec un investissement sur 20 ans, le projet Sol-ion devrait montrer qu'il est possible de réduire sa facture d'électricité de 50%, tout en réduisant le coût moyen du KWh consommé (réseau + autoconsommation) de 10%.
Saft est aussi engagé dans un autre projet en Guadeloupe, visant le déploiement de supports réseau en période de pointe (injection d'énergie sur le réseau). Au total, 14 sites ont été installés couplant des centrales solaires de 2,5 kW à des batteries lithium-ion de 11 kWh. Les premiers résultats montrent que le retour sur investissement attendu sur ce genre de système pourrait aller de 6 à 10 ans, en fonction du coût de l'énergie de pointe.

Réagir

Votre email ne sera pas affiché publiquement
Tous les champs sont obligatoires

Merci pour votre commentaire. Il sera visible prochainement sous réserve de validation.

 a le à :