Damien SALEL

Toujours utile à rappeler, notamment pour les marchands de doute qui disent que le développement des EnR provoque plus de consommation de gaz ;)

Depuis le lancement de REPowerEU il y a 2 ans, 130 GW d'EnR ont été déployés en UE.

Celui-ci a permis de diminuer l'utilisation d'énergies fossiles en UE pour un équivalent de plus de la moitié de la consommation française, soit 250 TWh PCS

Source : DG energy EU, ec.europa.eu/newsroom/ene...

Batteries and Secure Energy Transitions – Analysis - IEA Batteries and Secure Energy Transitions - Analysis and key findings. A report by the International Energy Agency.

Et pour retrouver la source principale de ce fil : www.iea.org/reports/batt...

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Au même titre que la différence entre batterie NMC et LFP, les batteries sodium-ion sont moins denses énergétiquement, mais également moins coûteuses que les LFP. Le prix du lithium et la capacité de l'industrie à monter en charge sera déterminant dans leur développement.

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3️⃣ Les batteries sodium-ion, n'utilisant pas donc pas de lithium. Cette technologie est encore peu utilisée dans le domaine énergétique... mais pourrait connaître un développement significatif dans les années à venir.

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Elles sont également majoritaires sur le marché des batteries stationnaires, la densité énergétique n'étant pas un critère important, notamment par rapport à celui du prix du stockage.

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...tout en demandant moins de matériaux critiques (absence par exemple de cobalt, de nickel et de manganèse). Auparavant minoritaires, elles prennent des parts de marché de plus en plus importante sur le marché du VE.

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2️⃣ Les batteries dites LFP (Lithium-Fer-Phosphate), celles-ci présentent une densité énergétique plus faible - donc moins d'autonomie à poids équivalent - par rapport aux batteries NMC (- 20 à 30 %), mais également un coût plus faible (-20 %)...

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Il s'agit de la technologie la plus utilisée dans les VE en occident, celle-ci présentant une plus grande densité énergétique que les autres, et donc un plus grande autonomie à poids équivalent.

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1️⃣Les batteries au lithium dites NMC (Nickel-Manganèse-Cobalt) et NCA (Nickel-Cobalt-Aluminium), également présentées dans les graphiques ci-dessous en low ou high-nickel.

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Au-delà de ces premiers éléments, les graphiques ci-dessous permettent d'identifier 3 grandes technologies de batteries :

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Les graphiques ci-dessus permettent de constater les différences de quantité de batteries entre ces deux usages. En 2023, un peu moins de 800 GWh ont été déployés pour le transport, contre moins de 100 GWh pour le stockage stationnaire.

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- le stockage stationnaire visant à apporter des services système au réseau électrique et/ou des flexibilités, de plus en plus utiles dans les pays ayant fortement déployé des EnRv dans leur mix.

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Il faut ici bien distinguer deux grands usages énergétiques du stockage électrochimique :
- le stockage d'électricité pour le transport, principalement pour voitures électriques aujourd'hui, mais de plus en plus sur des véhicules lourds de type bus voire camions.

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Le prix des batteries au lithium s'effondre, passant en dessous de 100 $/kWh en avril en Chine. Avec de tels prix, le stockage électrochimique, dans les Véhicules Électriques (VE) et dans les batteries stationnaires va se développer massivement dans les années à venir.
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Donc ce problème technique, que beaucoup considéraient comme insurmontable, l'est à grande échelle 3 années plus tard.
Si vous êtes anglophone, je vous conseille fortement la lecture de l'article précédent.

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Analysis: Fossil fuels fall to record-low 2.4% of British electricity - Carbon Brief Great Britain's share of electricity generated from burning coal and gas fell to a record-low 2.4% this month Carbon Brief analysis shows.

La GB a donc installé :
- des compensateurs synchrones,
- des onduleurs "grid forming" capables de fournir de la stabilité au réseau à la différence des onduleurs classiques.

Voir : carbonbrief.org/analysis-fos...
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Alors, comment la Grande-Bretagne, 6e économie mondiale, fait-elle pour éviter le black-out malgré le dépassement de ces seuils ?
Eh bien c'est simple, les solutions considérées comme non disponibles sur le plan commercial par IEA-RTE le sont désormais.
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Ces seuils ont également été dépassés pour le PV et l'éolien sans tenir compte des imports par ligne HVDC :
- Le chiffre de 60 % a été dépassé 7,5 % de l'année 2024,
- Et celui de 70 % 0,36 % de la même année.

Source : nationalgrideso.com/data-portal/... 12/15

Pour revenir au cas de la G-B, le seuil de 60-80 % a été régulièrement dépassé en 2024 :
1 - Le chiffre de 60 % de production non synchrone a été dépassé 38 % de l'année 2024 (?!),
2 - Le 70 % près de 12 % de la même année,
3 - Et le 80 % pendant 0,3 %, soit 8h à ce jour !
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Ainsi, les lignes HVDC ainsi que les parcs éoliens et PV peuvent être tous trois considérés comme des productions non-synchrones, à la différence des productions synchrones telles que l'hydro, le nucléaire, le fossile ou la biomasse.
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Cette vidéo est une version corrigée.La haute tension en courant continu est peu connue du grand public. Pourtant elle se développe de plus en plus sur les r... ⚡Un convertisseur AC/DC de 320 000V ? Visite de la ligne HVDC France – Italie avec RTE !

Les convertisseurs des lignes HVDC présentent la particularité de fonctionner comme des onduleurs. Dit autrement, lorsque la Grande-Bretagne importe, le convertisseur de la ligne HVDC fonctionne comme un parc PV et/ou éolien. Voir cette vidéo : youtube.com/watch?v=5k3l...
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La synchronisation nécessite une interconnexion en courant alternatif... or, toutes les interconnexions de la GB sont des lignes en courant continu, que l'on appelle également HVDC. La fréquence du réseau en GB est différente de celle en Fr. Source : entsoe.eu/data/map/
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Notons que le rapport IEA-RTE parle bien d'un taux de pénétration à l'échelle d'une zone synchrone... et sur ce point, il va falloir rentrer un peu dans la technique. Une zone synchrone est une région électrique pour laquelle la fréquence est la même à chaque instant.
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Ainsi, dans son rapport, l'IEA-RTE estimait la limite de production non-synchrone (dans le rapport éolien et PV) à 60-80 % pour pouvoir garantir la sûreté d'un réseau synchrone. En 2024, cette limite a été dépassée à de nombreuses reprises en Grande-Bretagne (GB).
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En 3 ans, les technologies ont eu le temps d'évoluer à grande vitesse. Les "solutions techniques" présentées comme non disponibles sur le plan commercial le sont désormais. Et des systèmes synchrones de grande taille comme la Grande-Bretagne les mettent en place.
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... mais ceux-là oublient également de citer les solutions existantes pour générer l'inertie que n'apportent pas les onduleurs ou lignes HVDC classiques.
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Ceux qui prennent le temps de lire le rapport au-delà de la synthèse vous citeront ce passage :

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Beaucoup d'opposants aux EnR utilisent le rapport de l'IEA-RTE de 2021 pour indiquer que le 100 % EnR est technologiquement impossible.

Quel est le problème généralement invoqué ?
La stabilité du réseau serait impossible à maintenir.

Voir : assets.rte-france.com/prod/public/... 2/15

Le 15 avril 2024, 13h, la part de l'électricité fossile tombe à un plancher record de 2,4 % dans le mix britannique. La part de la production éolienne/PV atteint 70,9 %, celle des productions non synchrones 79,9 % (?!).

Thread technique sur la stabilité du réseau britannique👇
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