La multiplication des installations solaires sur les toits suisses place les exploitants du réseau électrique face à un problème. Par de belles journées ensoleillées, il peut arriver que de grandes quantités de courant affluent soudainement dans le réseau. Si ce dernier n'a pas été dimensionné en conséquence, il peut, dans le pire des cas, s'effondrer. Pour prévenir ce type de blackout, on pourrait par exemple redimensionner le réseau en lui fixant une charge maximale très supérieure. Le coût de l'opération serait considérable.

Autre approche possible: prévenir le déferlement de courant excédentaire dans le réseau en le stockant provisoirement sur place. Mais le détenteur de l'installation y verra-t-il un avantage? Quelles sont les possibilités réalistes de stockage? Et cela permet-il réellement de stabiliser le réseau?

Autant de questions que Philip Heer, chercheur de l'Empa, s'est posées. Pour y répondre, il a exploité les données des services industriels Glattwerk de Dübendorf et étudié deux types de batteries: les batteries lithium-ion et les batteries salines du type sodium-chlorure de nickel, également nommées batteries ZEBRA (voir encadré). Il a simulé sur ordinateur 160 scénarios en variant la taille des batteries et en optant pour des systèmes centralisés ou distribués.

Nous avons deux parties en présence, chacune avec ses propres intérêts. D'un côté, les gestionnaires de réseaux de distribution: leurs entreprises gèrent les réseaux électriques de moyenne et basse tension qui fournissent les consommateurs finaux en courant. En Suisse, on en compte environ 650 totalisant un réseau de quelque 200'000 km. Principale préoccupation: réduire au minimum les risques de panne du réseau sans pour autant dimensionner les infrastructures sur la charge maximale possible, laquelle ne s'observe que rarement.

De l'autre côté, les consommateurs qui produisent également du courant, les «prosommateurs». Il peut s'agir d'un simple bâtiment ou d'une communauté de voisins clients du distributeur, qui consomment du courant soit prélevé sur le réseau, soit produit par leurs propres installations solaires. Leur objectif: réduire leurs dépenses, ce qui signifie consommer leur propre courant quand l'électricité du réseau est plus chère. Actuellement, la différence de prix entre le courant injecté et le courant prélevé est très faible, si bien que le prosommateur n'a que peu d'intérêt à injecter son courant dans le réseau.

Comment alors mettre en œuvre des batteries fixes de manière que les deux parties y trouvent leur compte? Prenons une journée bien ensoleillée. Les installations solaires produisent du courant pendant qu'il fait jour, alors que bien des habitants ne sont pas chez eux. Mais si les installations injectent le courant produit dans le réseau alors que le tarif est au plus bas, les deux côtés y perdent: les consommateurs doivent ré-acheter du courant le soir, quand il est plus cher, et les gestionnaires de réseau doivent renforcer leur réseau pour qu'il puisse transporter de plus grandes quantités de courant. En revanche, si le courant autoproduit est stocké sur place en batteries, il peut être consommé le soir par ses producteurs et le réseau échappe à la surcharge.

Les batteries ne présentent cependant pas que des avantages. Leur rendement n'est pas de 100%. Si bien que la consommation moyenne d'énergie de l'ensemble du réseau augmente lorsqu'on l'épaule par des batteries. Si l'on veut que l'usage de batteries bénéficie aux deux parties, il faut pouvoir les piloter de manière à optimiser l'ensemble des intérêts en jeu, et non pas seulement à maximiser celui des prosommateurs individuels. Faute de quoi on s'expose par exemple à une situation où, par beau temps, tous les prosommateurs chargent leurs batteries à capacité et, quand toutes sont pleines mettons vers midi, basculent simultanément leur courant dans le réseau. Les exploitants se retrouveraient face à un pic de courant.

Une régulation bien conçue chargerait les batteries lorsque le réseau se voit offrir plus de courant qu'il ne doit en fournir. Il est possible de le calculer: «Les simulations montrent que les batteries dont la charge est optimisée compte tenu des différents objectifs à satisfaire ont un rendement financier moyen jusqu'à 15% supérieur à celui des batteries optimisées pour l'une des parties seulement», explique Heer. Les deux parties peuvent déjà tirer profit de petites batteries décentralisées. Les batteries plus importantes desservant des groupes de prosommateurs sont encore plus favorables.

Il s'agit maintenant de valider le résultat de ces simulations en grandeur réelle. Heer et son équipe mettent actuellement au point une commande optimisée qui régulera un système de batteries intégré au démonstrateur «Energy Hub» de l'Empa. Les différentes unités de NEST en seront les prosommateurs, fournissant et consommant différentes quantités de courant. Les tests utiliseront deux types de batteries: salines et lithium-ion. «Si nos simulations sont confirmées par les faits, nous pourrions utiliser le réseau déjà analysé de Dübendorf comme projet-pilote», remarque Heer.

La batterie saline de type NaNiCl₂, dite ZEBRA, a été développée en 1985 à Pretoria, en Afrique du Sud. Le nom ZEBRA est celui du projet «Zero Emission Batteries Research Activity». Les batteries utilisent des matières premières plus abondantes que celles, par exemple, de la technologie lithium-ion. La température d'exploitation d'une ZEBRA est de l'ordre de 300°C.