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EDF remporte un contrat pour un stockage par batterie de 49 MW au Royaume-Uni

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La filiale EDF Energy Renewables de l’électricien français vient de remporter un contrat de plus de 15 millions d'euros portant sur un système de stockage par batterie d’une puissance de 49 MW

EDF remporte un contrat pour un stockage par batterie de 49 MW au Royaume-Uni
une installation d'EDF EN à base de batteries Li ion de 20 mégawatts (MW) dans le comté de McHenry, dans l’Illinois, aux États-Unis.
© EDF EN.

EDF Energy Renewables va construire une unité de stockage par batterie de 49 MW au Royaume-Uni. Ce contrat a été remporté dans le cadre de l’appel d’offres attribué par le National Grid. Les batteries seront installées sur le site de la centrale à gaz cycle combiné de West Burton dans le Nottinghamshire.

L’installation fera partie d’un système de régulation de la fréquence, d’une capacité totale de 201 MW , qui sera déployé dans tout le pays. Le stockage par batterie contribue au lissage de la production du réseau électrique, alors qu’une part de plus en plus forte de l’éclectricité britannique est issue des énergies renouvelables. Ces systèmes de stockage peuvent être activés sur le réseau électrique pour répondre rapidement aux fluctuations.

Dans le communiqué, Matthieu Hue, Directeur général d'EDF Energy Renewables, se félicite d’avoir remporté ce contrat : “L'essor d'un mix énergétique diversifié et orienté vers la décarbonation offre un bel avenir à la technologie de stockage par batterie”.

National Grid a accepté au total huit projets sur les 64 préqualifiés, dont celui d’EDF. Ces unités représenteront un total de 201 megawatts de stockage. Celle d’EDF sera la plus importante. L'électricien décroche avec ce projet un contrat de 12 millions de livres (15,7 millions d’euros). Parmi les autres entreprises sélectionnées on retrouve Vattenfall avec une unité de stockage de 22 MW ou encore E.ON (10 MW).

 

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1 commentaire

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01/09/2016 - 12h05 -

Quand on stocke de l'énergie, on parle en MWh et pas en MW. Ce projet est donc douteux. En complément, deux arguments sont à prendre en compte : - le lithium des batteries Li-ion est un corps rare et extrêmement polluant - la capacité des batteries chimiques étant très limitée, elles ne peuvent en aucun cas espérer compenser l'intermittence d'énergies éolienne ou solaire qui peuvent faire défaut plusieurs jours de suite, beaucoup trop pour qu'une batterie puisse assurer la relève. Tout au plus ces batteries peuvent améliorer, comme indiqué par ailleurs, un meilleur filtrage des fluctuation de fréquence du courant. En bref, ne pas croire, comme certains medias pourraient tenter de le faire, que ces dispositifs sont aptes à rendre les énergies intermittentes viables : seules le sont l'hydraulique, le nucléaire et (malheureusement) le charbon et le gaz.
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15/01/2017 - 03h33 -

Precisions et clarifications: -Quand on parle d'energie pour la regulation en frequence du reseau on parle en MW puisque c'est la valeur pour laquelle paye National Grid.Pour plus d'informations il faut savoir que la capacité est fixé a un minimun de 30min et qu'elle n'est pas sujet a rémunération. => une centrale 10M,5MWh est remunérée autant qu'une autre 10MW,100MWh. -Une batterie est aujourd'hui a 100% capable de répondre au variation en fréquence du réseau, elle le fait même mieux que les centrales a carhons, gaz ou diesel qui fournissent ce service aujourd'hui car plus rapides elle necessitent , en gros, deux fois moins de puissance pour avoir le même impact sur le reseau.(Après y le probleme d'inertie réel et synthetique mais ça c'est une autre histoire). ainsi, en oubliant la theorie du complot, tout ce qui ce passe c'est qu'en d'ici 10 ans, 500MW de batteries seront installés et feront le travail de 1000MW de diesel/gas/charbon. Ce qui va faire economiser des millions a NG
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