“Stores” explore le stockage couplé au photovoltaïque résidentiel

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Par Noémie Poize (AURA-EE) et Ismaël Lokhat (Cythelia Energy)

Le projet européen Stores implique sept pays du pourtour méditerranéen. Il analyse les conditions technico-économiques propices au développement des systèmes de stockage couplés au photovoltaïque (PV) en milieu résidentiel, dans les zones rurales et insulaires principalement.

Le stockage a un rôle important à jouer dans la transition énergétique, dans la mesure où il peut améliorer la flexibilité et la fiabilité du réseau électrique. Au niveau résidentiel, son développement est cependant moins évident et demeure pour l’instant très restreint, notamment pour des raisons économiques. Dans le cadre du projet européen Stores, une L’analyse a été menée afin de mettre en avant les atouts du stockage dans les zones rurales et insulaires et d’en définir les conditions optimales d’utilisation. Cette analyse se base sur l’étude détaillée de 35 sites pilotes (Espagne, Italie, Grèce, Portugal et Chypre), dont le fonctionnement a été observé pendant une année. Il s’agit de sites sur lesquels l’installation photovoltaïque existait déjà et où le système de stockage a été ajouté. En France, deux sites existants “PV + stockage” ont été rattachés à l’étude.

Les configurations étudiées varient, tant sur la technologie de batterie (Lithium-ion, Plomb, Lithium Fer Phosphate) que sur leur implantation (couplage côté DC ou AC). Les dimensionnements ont été faits de manière variable selon les sites, en prenant en compte le profil de consommation des utilisateurs et les caractéristiques de la production photovoltaïque en place. Aucun pilotage des charges n’est activé pour optimiser davantage l’autoconsommation. Tous les sites sont résidentiels sauf quatre sites (Grèce) qui sont sur des bâtiments tertiaires ou industriels.

Initialement, toutes les batteries sont paramétrées avec un mode permettant d’optimiser le taux d’autoconsommation, c’est-à-dire qu’elles se chargent dès que la production solaire excède la consommation et se déchargent dès que la consommation devient supérieure à la production solaire. D’autres modes de fonctionnement ont été testés sur quelques semaines, priorisant une charge plus lente et plus tardive pour éviter les pointes d’injection méridiennes sur le réseau.

Analyse des données

Les données de chaque site pilote (puissance produite, consommée, exportée, importée, chargée, déchargée, état de charge) ont été collectées pendant un an au pas de temps 15 minutes. Elles ont permis d’établir des profils moyens en fonction des saisons et des jours travaillés ou non, facilitant la visualisation de l’impact du stockage sur les différents échanges d’énergie du bâtiment. La performance des installations a ensuite pu être analysée au regard de plusieurs indicateurs.

Figure 1: Visualisation des différents flux (exemple pour un site sur une journée)

Les taux d’autoconsommation et d’autoproduction du système “PV + stockage” ont par ailleurs été définis. Le taux d’autoconsommation (TAC) traduit la part de la production solaire, qui est soit autoconsommée par le bâtiment, soit chargée dans la batterie. Le taux d’autoproduction traduit la part de la consommation du bâtiment qui est soit issue de la production solaire soit de la décharge de la batterie.

Ces taux sont interprétés en tenant compte du taux de couverture (TC) du site, qui correspond au rapport entre production totale et consommation totale du site. Ce taux varie entre 20 % et 255 % sur les sites étudiés.

L’analyse des 35 sites pilotes montre qu’en moyenne, la présence du système de stockage augmente de 85 % le taux d’autoconsommation annuel (toutes installations confondues) et de 62 % le taux d’autoproduction. Selon les sites, les impacts du stockage sont cependant très variables, allant d’une faible augmentation du taux d’autoconsommation pour les sites ayant le taux de couverture le plus bas (correspondant souvent à un taux d’autoconsommation déjà élevé sans batterie), à une augmentation très forte, comme pour le site chypriote n°1 (216 % d’augmentation).

Figure 2 : Utilisation de la production solaire et du stockage sur les 35 sites

Figure 3 : Répartition de la consommation sur les 35 sites

Figure 4 : Augmentation du taux d’autoconsommation

D’importantes variations saisonnières sont également observées, avec proportionnellement un impact plus fort de la batterie en hiver puisque la majeure partie de la production peut être soit consommée, soit stockée.

On définit également le taux d’efficacité du système en fonction du ratio des cumuls mensuels d’énergie déchargée et chargée. Les valeurs intègrent les pertes dans le régulateur de charge associé à la batterie.

Tous sites confondus, l’efficacité est comprise entre 45% et 99% avec une moyenne à 73%. Aucune baisse significative de l’efficacité n’est observée à l’échelle des 12 mois de suivi des installations. Les rendements les plus élevés sont obtenus pour les technologies Li-ion avec un couplage DC.

Figure 5 : Efficacité des systèmes (calculée sur 12 mois) selon les technologies et types de couplage pour les 35 sites.

 

Pour l’ensemble des sites, les batteries font un cycle plus ou moins complet par jour mais les profils des cycles varient beaucoup selon les cas de figure. Pour les batteries au Plomb, l’état de charge (SOC) journalier varie entre environ 60 % et 95 %, soit une profondeur de décharge inférieure à 40 %, alors que pour les batteries lithium les cycles peuvent atteindre une profondeur de 80 %.

Figures 6 et 7 : Profil journalier de l’état de charge saisonnier moyen pour un site pilote chypriote (batterie Li-ion) et grec (batterie Plomb)

 

Dans le cas des batteries au plomb, il faut noter que les batteries sont paramétrées pour que le SOC ne passe jamais en-deçà d’un certain seuil (de l’ordre de 60 %) afin de préserver la durée de vie de la batterie, ce qui explique le profil observé. Lorsque le système de gestion détecte que le seuil va être franchi du fait de l’autodécharge de la batterie, il déclenche la charge de la batterie, qui peut se faire depuis le réseau si aucun excès de production n’est disponible. Un autre cas de charge depuis le réseau est observé régulièrement : tous les 15 jours, les batteries au plomb sont chargées à 95 %, toujours dans le but de préserver leur durée de vie. Ce comportement n’est pas observé pour les batteries au lithium.

Étude paramétrique

Pour chaque site pilote une analyse paramétrique est menée afin d’évaluer l’influence du dimensionnement de l’installation solaire et de la batterie sur les taux d’autoconsommation et d’autoproduction. À partir des données de terrain collectées, ces taux sont donc recalculés pour une puissance PV variant entre 1 kWc et la puissance maximale possible (au regard de la surface de toiture disponible) et une capacité utile de la batterie variant entre 0 et 30 kWh. Les résultats sont visualisables sur la plateforme interactive stores-livinglab.eu et sont également mis en regard du taux de couverture.

Figure 8 : Taux d’autoconsommation en fonction du dimensionnement de la batterie et de l’installation PV, calculés pour chaque site pilote

 

D’autres visuels permettent par ailleurs d’illustrer que :

– pour une taille d’installation PV donnée, il existe une taille maximum de batterie au-delà de laquelle les taux d’autoconsommation et d’autoproduction saturent, soit parce que l’intégralité du surplus photovoltaïque est stocké, soit parce que la partie stockée suffit déjà à couvrir toute la consommation par décharge de la batterie ;

– pour une taille de batterie donnée, il existe une taille maximum d’installation PV au-delà de laquelle le taux d’autoproduction sature puisque la batterie ne peut plus accepter davantage de surplus et le décharger sur la consommation.

Figure 9 : Saturation des taux d’autoconsommation et d’autoproduction pour une puissance PV donnée

 

Mode de fonctionnement des batteries

Au cours de l’été 2019, quelques sites pilotes ont modifié le paramétrage de leur batterie afin de mieux absorber les pics de production induits sur le réseau. En effet, lorsque la production solaire est forte, la batterie charge rapidement le matin et est pleine avant le pic de production maximale qui, si la consommation est faible à ce moment-là, est donc injectée sur le réseau. Outre l’impact sur le réseau, ce mode de fonctionnement présente l’inconvénient de laisser la batterie avec un état de charge de 100 % pendant une longue période, ce qui, pour les batteries au lithium, dégrade à terme la durée de vie. Afin de minimiser ces impacts, des tests sont effectués pour décaler la charge de la batterie.

À Koila en Grèce, la charge de la batterie a été interdite avant 11 h sur un site résidentiel et limitée ensuite à 1 kW de 11 h à 17 h, dans le but de lisser la charge de la batterie pendant toute la durée du pic de production.

Figure 10 : profils de 2 journées similaires en septembre 2018 (haut – batterie paramétrée pour optimiser l’autoconsommation) et septembre 2019 (bas – batterie paramétrée pour limiter l’injection sur le réseau). En dessous de chaque graphe, le profil de l’état de charge. 

 

La comparaison de deux journées ayant des profils similaires (le 24/09/18 et 18/09/19, figure 8) montre que le mode “écrêtage de pointe” a peu d’incidence sur le taux d’autoconsommation (il reste voisin de 35 % pour les deux journées étudiées) alors que la pointe d’injection sur le réseau diminue de 900 W. La charge se fait également plus lentement ce qui est favorable à une plus grande durée de vie. Plus globalement, les taux d’autoproduction et d’autoconsommation comparés pendant deux mois entre 2018 et 2019 restent quasiment inchangés alors que les modes de fonctionnement de la batterie sont différents.

Conclusions

L’analyse du fonctionnement sur site réel de 35 installations pilotes permet d’appréhender concrètement l’impact du stockage sur les performances des installations photovoltaïques en autoconsommation. Les taux d’autoconsommation et d’autoproduction sont naturellement augmentés, d’autant plus lorsque le dimensionnement de l’installation photovoltaïque est ajusté (ni trop faible ni trop important). Un comportement différent des cycles de charge est observé entre batteries au plomb et batteries au lithium. La technologie lithium-ion semble par ailleurs afficher les meilleurs taux d’efficacité mais il faudra le confirmer sur une période d’observation plus longue. Des tests ont également permis de vérifier qu’au moins en été, le décalage et la limitation de la charge de la batterie permettaient d’écrêter la pointe d’électricité injectée dans le réseau sans dégrader le taux d’autoconsommation du producteur. L’ensemble des données collectées est visualisable sur stores-livinglab.eu, plateforme qui a été développée dans le cadre du projet Stores pour faciliter la lecture et l’analyse des données.

LIEN(S) : Cette tribune a été publiée dans le n°635

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