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Stockage et installations électriques

Vidéo : pose du câble pour Sabella

Visualisez les opérations de la pose du câble dédié à l'hydrolienne de Sabella.

Source : Sabella.

EMR'Stock : solution innovante et économique de stockage massif de l'énergie

Le Groupe CNIM et sa filiale ont décidé de se lancer dans le stockage massif de l'énergie par accumulation thermique avec pour objectif de proposer aux producteurs d'énergie électrique ou thermique des installations capables de stocker et de restituer de grandes quantités d'énergie à des niveaux de prix particulièrement compétitifs.

EMR'Stock est né de la nécessité de palier l'intermittence des moyens de production d'électricité à partir d'énergies renouvelables. Initialement imaginé pour apporter une solution de stockage aux Energies Marines Renouvelables, le projet vise aujourd'hui l'hybridation avec tous types de production d'énergie, qu'elle soit électrique ou thermique.

« EMR'Stock vise à mettre en adéquation la production et la consommation d'énergie. Nous étudions donc un système capable de convertir et stocker sous forme de chaleur des surproductions énergétiques. La chaleur stockée à haute température peut ensuite être restituée à un réseau électrique ou un réseau de chaleur lorsqu'ils en ont le plus besoin » explique Cyril FournierMontgieux, Directeur général de Babcock Wanson France. « Le stockage thermique est réalisable à des coûts compétitifs car Babock-Wanson et ses partenaires maîtrisent l'ensemble des savoir-faire nécessaires pour faire sauter les verrous technologiques. »

Le projet, dont le volet de recherche et développement est financé en partie par la Région Aquitaine et la BPI, se déroulera en trois phases.

La première, de 2015 à 2018, sera consacrée à l'architecture du système complet et au développement de chaque sous-ensemble (système de conversion de l'énergie, média de stockage …). La seconde, nommée THERM'Stock, comprendra de 2016 à 2019, les études, la fabrication, l'installation et les essais d'un prototype à l'échelle industrielle. Enfin la troisième, de 2020 à 2026, sera dédiée à l'industrialisation et au déploiement de ces unités de stockage à travers le monde.

Ce projet concernera directement Babcock Wanson en Aquitaine et plus particulièrement son site de Nérac (Lot-et-Garonne) où l'entreprise concentre un solide savoir-faire dans le domaine des équipements sous pression, de la thermique, ainsi que sur les équipements et les réseaux de fluide.

Travaillant de concert avec CNIM Systèmes Industriels et Bertin Technologies, filiale de CNIM, le Commissariat à l'Energie Atomique (CEA), Cap Ingelec et ICnergie, Babcock Wanson ambitionnent de présenter d'ici 2018 un système de stockage pilote fonctionnant avec des modules standardisés de 20 MWh.

EMR'Stock est un investissement à long terme qui s'inscrit dans la volonté du Groupe d'être un acteur majeur dans le domaine de la préservation de l'environnement et des enjeux liés à la transition énergétique. Les répercussions sur l'emploi pourraient être positives sur les années 2020 à 2026.

Source : enerzine.

Marché de l’électricité : les régulateurs de la région Centre-Ouest de l'Europe approuvent le flow based

Tous les régulateurs de la région Centre-Ouest Europe (CWE) (comprenant l'Autriche, la Belgique, la France, l'Allemagne, le Luxembourg et les Pays-Bas) ont approuvé ou validé la méthode de couplage de marché fondé sur les flux selon leurs procédures nationales. La mise en œuvre du couplage de marché fondé sur les flux dans la région CWE constitue une étape importante vers une plus grande intégration du marché et fait partie du modèle cible pour l'allocation de la capacité et de la gestion de la congestion (Capacity Allocation and Congestion Management - CACM) dans le domaine de l’électricité.

Le principe du couplage de marché fondé sur les flux est d'utiliser plus efficacement les ressources limitées du réseau. Grâce à une meilleure utilisation de toutes les lignes de transport et d'autres éléments du réseau disponibles, cette méthode devrait permettre une formation des prix de marché de gros et des échanges plus efficace dans la région CWE. Le couplage de marché fondé sur les flux est une évolution de la méthode actuelle de couplage de marché et concerne à la fois les méthodes de calcul de capacité et les règles d’attribution des capacités et de gestion de la congestion.

Source : Commission de régulation de l'énergie.

Réseau : l'étude « services système 2030 »

L’étude « Services Système 2030 » dirigée et publiée par l’agence allemande de l’énergie (Deutsche Energie-Agentur – dena) parue en février 2014, a été portée par plusieurs partenaires, membres du groupe de pilotage, dont : 50Hertz Transmission GmbH, ABB AG, Amprion GmbH, BELECTRIC Solarkraftwerke GmbH, E.DIS AG, ENERCON GmbH, EWE NETZ GmbH, Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom mbH, N-ERGIE Netz GmbH, Netze BW GmbH, SMA Solar Technology AG, TenneT TSO GmbH, TransnetBW GmbH, Westnetz GmbH, ainsi que Younicos AG.


L’étude relate à l’échelle de l’Allemagne quel niveau d’exigence en termes de fourniture de services système sera nécessaire au réseau d’ici à 2030, notamment au regard du développement accru des énergies renouvelables suivant l’objectif gouvernemental d’atteindre 80 % d’énergies renouvelables dans l’approvisionnement en électricité d’ici 2050. Les mesures qui s’avèrent et s’avèreront nécessaires pour assurer en conséquence un approvisionnement en électricité et un système électrique stables sont également abordées.


La synthèse des résultats de l’étude souligne entre autres les éléments suivants :

  • Comme les centrales traditionnelles, qui couvrent actuellement la plupart des besoins en matière de services système, fonctionneront nettement moins souvent qu’aujourd’hui, les installations énergétiques décentralisées (à base d’énergie renouvelable) devront fournir nettement plus de services système à l’avenir, notamment pour assurer le réglage de la fréquence au niveau de la réserve tournante.
  • Les besoins en puissance de réglage dans le cadre des réserves de puissance secondaire et minute pour le réglage de la fréquence vont augmenter. Les auteurs recommandent l’adaptation des propriétés des produits et des exigences en matière de pré-qualification et l’étude de la mise en œuvre d’une identification adaptative des besoins en matière de puissance de réglage.
  • Les besoins en matière de puissance réactive pour le réglage de la tension au sein des réseaux de transport et de distribution ainsi que la nécessité de réglage de puissance réactive au sein du réseau de distribution vont eux aussi augmenter. L’étude recommande de coordonner la fourniture de puissance réactive à partir d’installations de production décentralisées raccordées au réseau de distribution et d’étudier au cas par cas la possibilité de fourniture de puissance réactive de la HT à la THT comme alternative.
  • Concernant le besoin en fourniture de puissance de court-circuit, une forte variabilité est attendue en fonction de la période à tous les niveaux de tension, en raison des installations de production décentralisées. Les auteurs proposent comme solution alternative la mise à niveau des convertisseurs d’installations EnR pour permettre la fourniture de puissance de court-circuit même sans injection de puissance active.
  • En cas de besoin de rétablissement de l’approvisionnement, il s’avèrera nécessaire à l’avenir d’intégrer dans le plan de rétablissement les conditions météorologiques et d’autres prévisions impactant la production. De plus, la possibilité d’un pilotage ciblé des installations EnR durant la phase de rétablissement de l’approvisionnement doit être donnée.
  • Pour faire face aux défis à venir en termes de gestion opérationnelle du système avec la nécessité accrue de gestion de congestions et d’injections et le besoin croissant d’une meilleure coordination entre GRT et GRD, les gestionnaires de réseau (notamment les GRD) devraient pouvoir comparer et choisir entre le développement du réseau et l’optimisation de la gestion opérationnelle.

Source : Office franco-allemand pour les énergies renouvelables (OFAEnR).

Alstom prolonge avec Sheringham Shoal

Alstom a été choisi par Statkraft pour un contrat de services de 3 ans concernant les sous-stations du parc éolien offshore de Sheringham Shoal d’une capacité de 317 MW et situé au large de la côte nord de Norfolk en Angleterre.


Le contrat, une extension d’un contrat existant, comprend un service de soutien d’urgence ainsi que la maintenance préventive d’une sous-station onshore et de deux sous-stations offshore, servant le parc éolien. Les deux sous-stations offshore, qui pèsent chacune près de 1000 tonnes, ont été installées sur le parc en mai 2011. Elles ont été construites par la société hollandaise Heerema dans son chantier de Harlepool dans le nord est de l’Angleterre.


Chaque sous-station mesure 30,5 mètres de long, 17,7 mètres de marge et 16 mètres de hauteur. La sous-station onshore est adjacente à la sous-station UK Power Network située à Salle et connecte le parc éolien avec le réseau électrique via un cable sous-terrain de 21,6 km entre Weybourne et la sous-station.


Source: Alstom.

Allemagne : gérer la flexibilité d'une manière intelligente - Flex4Energy

L'Institut Fraunhofer pour l'ingénierie des logiciels expérimentaux (IESE) de Kaiserslautern (Rhénanie-Palatinat) et des membres du cluster StoREgio pour les systèmes de stockage d'énergie ont lancé le projet Flex4Energy visant à concevoir une plateforme de trading pour les potentiels de flexibilité au niveau des réseaux de distribution. Elle est financée par le Ministère fédéral de l'économie et de l'énergie (BMWi) à hauteur de 3 millions d'euros.

Avec l'augmentation de la production décentralisée d'énergies fluctuantes (principalement éoliennes et solaires) dans les réseaux de distribution locaux et régionaux, des déséquilibres entre la demande et la production ont tendance à se multiplier et doivent être compensés par des potentiels de flexibilité correspondants. Ces potentiels de flexibilité peuvent être fournis par l'intermédiaire de systèmes de stockage ou des charges contrôlables (effacements d'industriels ou de foyers agglomérés)

Les déséquilibres entre la production et la consommation conduisent à des variations de la tension et de la fréquence dans le réseau. Ces fluctuations sont jusqu'à maintenant compensées par les marchés d'équilibrage traditionnels au niveau des réseaux de transmission. Avec une part croissante des énergies renouvelables dans l'approvisionnement en électricité le besoin en équilibrage augmente fortement. Comme la majorité de l'énergie renouvelable est alimenté au niveau de la distribution, des mécanismes locaux peuvent réduire la contrainte sur les réseaux de transmission et ainsi contribuer au délestage des réseaux.

Dans le projet Flex4Energy un tel mécanisme de compensation sous forme d'une plate-forme cloud de trading a été développé. Les prestataires de potentiels de flexibilité peuvent s'y connecter via une communication sécurisée. Un potentiel de flexibilité est créé, par exemple, en installant un système de stockage qui n'est pas utilisé à pleine capacité dans son application primaire (par exemple la charge écrêtage ou régulation d'un système solaire). Pendant ses périodes d'inactivité, le système de stockage peut fournir ses services sur la plateforme de trading. Les revenus marginaux ainsi générés améliorent la rentabilité de l'investissement dans un système de stockage.

L'instrument central de la plateforme de trading est un gestionnaire de flexibilité. Celui-ci marchande les flexibilités potentielles offertes à la plateforme afin d'atteindre un optimum économique pour chaque participant. Une innovation majeure est la prise en compte de la situation actuelle du réseau dans les stratégies de négociation. Ceci devrait empêcher que les fournitures d'énergie entre deux partenaires commerciaux conduisent à une congestion du réseau.

La question de la sécurité est essentiel pour le projet, en particulier en ce qui concerne la protection du des données et des communications, afin d'éviter un fonctionnement instable ou des attaques externes. Cet enjeu est également traité par l'IESE qui souhaite définir un concept de sécurité globale dans le cadre du projet.

La plateforme de trading Flex4Energy sera gérée par l'entreprise de services énergétiques HSE de Darmstadt (Hesse). L'Institut Fraunhofer pour les systèmes énergétiques solaires (ISE) de Fribourg-en-Brisgau (Bade-Wurtemberg) examinera le coût sur le long terme de l'utilisation du système de stockage et en dérivera les prix nécessaire pour la rentabilité des potentiels de flexibilités. L'Université de Darmstadt est responsable de l'élaboration de stratégies de négociation du gestionnaire de flexibilité. StoREgio assure la gestion de projet global et animera la communication entre les membres du projet.

Source : Ambassade de France en Allemagne.

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