Caractéristique: changement de puissance | cosmos – Installation électrique

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C'était l'année de l'effondrement de l'Union soviétique, de la fondation d'Al-Qaïda par Oussama ben Laden, de la nouvelle législature de Canberra et de la mort du physicien américain astucieux Richard Feynman. Le premier épisode de Home and Gone a frappé nos écrans de télévision, alors que dans le film The Rain, Who Framed Roger Rabbit et Crocodile Dundee II se sont battus.

Et bien qu’elle n’ait pas un tel facteur de reconnaissance, 1988 a également été l’année où Maria Skyllas-Kazacos, professeur australienne de génie chimique, a reçu un brevet américain pour l’invention de la batterie redox au vanadium ou VRB.

VRB est à peu près quelque chose. Contrairement aux batteries au plomb traditionnelles de l'époque, ou aux merveilles actuelles du lithium-ion, elles sont stockées et converties séparément. Ils produisent de l’électricité sous forme d’énergie chimique dans deux grands réservoirs remplis de fluides électrolytiques, reliés aux cellules électrochimiques.

Cela signifie que la quantité d'énergie stockée et le courant déchargé doivent être gérés indépendamment. Ils peuvent être inutilisés pendant de longues périodes sans perte de puissance; et l'électrolyte ne prend jamais feu, contrairement aux batteries lithium-ion plus tempérées des smartphones d'aujourd'hui.

Cependant, le VRB n’est pas aussi compact que celui des ordinateurs portables qui sont en réalité leurs points forts. Ils sont parfaits pour le stockage à grande échelle: fournir de l'énergie générée par un parc éolien ou stocker de l'énergie pour une ville entière. Et si vous voulez plus de stockage, vous construisez simplement de plus grandes pensées – il n'y a apparemment aucune limite à la taille d'une batterie.

Mieux encore, plus elles sont grandes, moins elles coûtent au kilowatt / heure d'énergie stockée et, contrairement aux autres batteries, elles peuvent être rechargées en injectant de l'électrolyte frais. Une fois reconstitués, ils réagissent très rapidement, passant d'un stockage à des émissions par fractions d'une seconde avec des niveaux d'efficacité de 80%.

L'invention de Skyllas-Kazaco aurait dû changer le monde, mais ne l'a pas fait. Pourquoi? Comme beaucoup des technologies de stockage d'énergie les plus intéressantes au cours des 30 dernières années, elles ont été largement ignorées car le monde était encore aux prises avec une façon de penser de l'électricité au XIXe siècle.

Heureusement, cela change maintenant. Une révolution est enfin en route pour les tristes antiquités, le système d’énergie trop complexe et assez fragile sur lequel le monde se construit aujourd’hui.

Mais pour comprendre pourquoi les technologies de stockage telles que les VRB commencent tout juste à être à la mode, il faut d’abord comprendre comment nous sommes entrés dans ce gâchis impie.

Nous comptons sur le stockage tous les jours: Des connaissances sauvegardées dans des livres, des mémoires mémorisées et des économies d’argent. Mais en matière d'énergie, nous sommes de retour à l'âge de pierre et vivons au jour le jour.

Depuis que Thomas Edison a construit la première centrale électrique au coin des rues Pearl et Fulton dans le Lower Manhattan à New York, à trois pâtés de maisons du pont de Brooklyn, en 1882, l'électricité a été générée de la même manière: en temps réel, pour une utilisation immédiate.

Plus de 24 kilomètres de fils de cuivre isolés ont été mis sous terre au 257, rue Pearl et six génératrices au charbon, pesant chacune 30 tonnes, ont été installées pour desservir le First District, une zone de 650 000 pieds carrés comprenant l'ancien bâtiment du New York Times. En l'espace d'un an, les 59 clients d'Edison étaient passés à 472 et la production d'électricité a décollé.

La station Pearl Street a également été le premier réseau électrique au monde, et chaque réseau qui a suivi a été conçu selon les mêmes principes de base: une centrale centralisée distribuant l’énergie sur un réseau de lignes de transport à haute tension, avec transformateurs associés, câbles ou poteaux souterrains. Pour que le courant soit toujours sous tension, le courant a été produit en continu pour répondre immédiatement à la demande.

Comment les générateurs savent-ils exactement combien il en faut? Ce n’est pas le cas, car les usines et les ménages ne disent pas à l’avance combien ils comptent utiliser. Ainsi, les centrales électriques estiment la demande, alors ne vous inquiétez pas plus pour assurer suffisamment d'espace de pointe pour faire face aux augmentations soudaines.

L'équilibre entre l'offre et la demande est plein de dangers: produire trop peu et tout le réseau en tombant et des coupures de courant s'ensuivant; produire trop, et plus d’énergie que nécessaire est générée, et donc gaspillée. En un mot, c’est le défi des centrales électriques centralisées – un défi qui n’est devenu plus difficile et plus difficile avec l’extension du réseau.

Cela peut sembler préhistorique, mais c'est toujours le système électrique du 21ème siècle. Certes, les opérateurs de réseau disposent désormais de modèles avancés pour anticiper l'utilisation et ajuster en permanence la production de centrales électriques pour répondre à la demande. ils ont mis au point des systèmes complexes pour acheminer l'électricité sur le Web en temps réel afin d'équilibrer l'offre et l'utilisation; et ils minimisent les déchets et les coûts en classant les producteurs disponibles capables de répondre à la demande au plus rapide et au coût le plus bas, en déplaçant progressivement l'échelle des coûts jusqu'à la demande totale. Le système reste toutefois incertain et peut perdurer plusieurs fois par an.

Maria Skyllas-Kazacos, inventeur de la batterie redox au vanadium.

UNSW

Le scientifique australien, Alan Finkel, a déclaré au Club de la presse de Canberra en 2017 qu'il était impressionné par le réseau interconnecté de 5 000 kilomètres qui constitue le réseau électrique national australien, qu'il décrit comme l'une des machines les plus complexes au monde et "un exploit étonnant en matière d'ingénierie". .

Mais il a admis "qu'il était conçu pour un autre monde" – un monde dans lequel l'électricité circulait dans une direction, des générateurs centralisés aux utilisateurs avancés, et exigeait des augmentations et des baisses prévisibles. "Ces jours sont irrévocablement passés, ici et dans le monde entier", a-t-il ajouté.

Il a raison Si la construction complexe qui anime le réseau en Australie (et partout ailleurs) peut être impressionnante, elle repose sur un concept déjà dépassé – et dépassé par les changements technologiques – lors de l’achèvement du réseau en 1998.

Les perturbations se présentent sous plusieurs angles: l'utilisation croissante des énergies renouvelables, telles que le vent et le soleil, est connectée au réseau et ajoute à l'intermittence; la chute rapide des prix des panneaux solaires, qui a provoqué un boom du soleil sur le toit et a rendu l’énergie solaire viable; et la demande luxuriante en ordinateurs portables, qui a accéléré le développement (et la réduction des coûts) des batteries à énergie, telles que le lithium ion, a finalement créé un marché secondaire pour le stockage à grande échelle.

Entre-temps, les ordinateurs et l’électronique de haute technologie dans l’industrie et dans les maisons ont changé la manière dont l’énergie était utilisée, une séparation qui, depuis des décennies, était un mode d’utilisation précis et prévisible.

Ces effets n’ont commencé qu’en 1998. Vingt ans plus tard, la perturbation est telle que le réseau a du mal à fonctionner.

En 2018, le nombre d'appareils de chauffage solaires installés sur le toit des maisons australiennes s'élevait à deux millions, contre 20 000 seulement dix ans plus tôt. Il y a maintenant en moyenne six nouvelles installations de mazout domestique par minute.

Au total, 8900 gigawattheures (GWh) de l'énergie australienne sont aujourd'hui générés par les toits ouvrants – plus de 8 000 GWh générés par la centrale électrique de Liddell, près de Muswellbrook, en Nouvelle-Écosse, qui était autrefois la plus grande centrale électrique du pays. Une autre utilisation de 766 GWh d’électricité a été produite grâce à l’utilisation de l’énergie solaire à grande échelle (pratiquement nulle en 1998) et à 12 668 GWh d’éoliennes, contre huit ans plus tôt.

C'est bien, non? Oui et non Le réseau national a été conçu pour permettre l’alimentation centralisée des grandes centrales hydroélectriques, au charbon et au gaz. Il a été créé non seulement pour garantir que l’électricité soit facilement transférable d’un pays à l’autre du pays, mais aussi pour faire baisser les prix. S'il y avait trop d'usines produisant de l'électricité mais pas assez utilisées, les prix chuteraient, ce qui encouragerait les producteurs les plus chers à s'échapper du réseau. À l'inverse, les pics de la demande ont inversé la tendance: faire monter les prix et encourager davantage de producteurs en ligne, ce qui a finalement entraîné une baisse des prix sur le Web.

Cela fonctionnait bien lorsque la concurrence opposait gros charbon, gros gaz et grosse hydro. Mais le soleil et le vent sont devenus un moyen peu coûteux de produire de l’électricité. Ils sont maintenant tellement répandus qu’ils ont forcé les prix à la baisse en ligne et, paradoxalement, à la hausse.

Lorsque des générateurs solaires et éoliens sont en fonctionnement, ils sont si peu coûteux que le charbon et le gaz à grande échelle ne peuvent pas rivaliser et ils repoussent donc la production ou arrêtent la production. Toutefois, l’énergie produite à partir de sources d’énergie renouvelables est périodique: elle peut monter et descendre sans avertissement, par exemple lorsque le vent dévie ou que les nuages ​​réduisent l’intensité de la lumière solaire qui tombe sur les panneaux solaires. Par conséquent, si l'offre baisse soudainement et que la demande reste la même, les prix se répartissent en ligne pour encourager davantage de production et éviter les pannes. Cela ramène les gros producteurs à l'argent.

Le problème est que ces aiguilles au charbon et au gaz sont inflexibles. Il faut plusieurs heures à une journée complète pour passer de l’immobilisme à la pleine force. Même lorsqu'ils sont chauds, ils ne peuvent pas facilement ou économiquement faire varier la production à la hausse ou à la baisse suffisamment rapidement pour faire face aux pics soudains de la demande, par exemple lors d'une vague de chaleur.

Étant donné que tous les producteurs sont payés pour l'électricité fournie par blocs de cinq minutes (le prix au comptant), le prix de l'électricité vendue sur le réseau national peut varier énormément – dans de rares cas, il peut atteindre 14 000 $ / MWh et ne pas dépasser 1 000 $ / MWh. . Mais les prix se stabilisent tout au long de l'année. Le prix au comptant moyen en 2018 était d'environ 111 USD / MWh en Australie du Sud et de 100 USD / MWh à Victoria, par exemple.

Pourtant, il est évident que le stockage de l'énergie est le chaînon manquant de tout ce shebang. Cela permettrait à l'énergie générée par toute technologie – soleil, vent, charbon, gaz – de s'accumuler lorsque la demande est faible et les émissions augmentent lorsque la demande augmente.

Et ce n'est pas comme si le stockage d'énergie n'était pas utilisé. À l'échelle mondiale, il existe 70 bassins d'une capacité de production d'au moins 2 000 MW chacun, dans lesquels l'eau est stockée puis libérée progressivement pour entraîner des turbines et produire de l'électricité. Cependant, l’énergie hydraulique, bien que renouvelable et flexible, est extrêmement coûteuse à construire (monétaire et environnementale), et limitée par la géographie et l’accès à des sources d’eau fiables. Alors que les 70 étangs ont une production énergétique totale de plus de 1,2 million de GWh, ils ont besoin de plus de 70 000 kilomètres carrés de terres pour les créer.

"Il y avait un grand manque d'imagination", se souvient Skyllas-Kazacos de ses discussions avec les géants de l'industrie dans les années 1990, dans le but de commercialiser les brevets VRB qu'elle avait souscrits pour son employeur, l'Université de New South Wales (UNSW). "Les gens du secteur de l'électricité ne semblaient pas au courant de la technologie. Mais chacun cherchait ses propres intérêts, malheureusement. Ils n'ont pas regardé dans sa globalité."

Soudain, tous recherchent la grande image. Le stockage d'énergie est florissant: plus de 10 batteries "gigafactories" sont en construction dans le monde entier ("giga" dans le nom provient de gigawattheures de la capacité de production totale).

Le groupe allemand BMZ a ouvert la plus grande usine de batteries lithium-ion d'Europe, au sud-est de Francfort, où la production actuelle de 15 GWh par an pour les voitures, les ménages et l'alimentation devrait doubler. En Suède, SGF Energy envisage de construire une usine d'une capacité de production de 35 GWh par an, tandis que le sud-coréen Samsung souhaite produire jusqu'à 2,5 GWh de batteries en Hongrie et que son compatriote LG Chem construit une batterie au lithium ionique en Pologne.

"Réduire le coût des batteries devrait entraîner un boom dans l'installation de systèmes de stockage d'énergie dans le monde", a déclaré l'analyste Bloomberg New Energy Finance en novembre 2018 dans son rapport "Perspectives à long terme du stockage de l'énergie". Il estime que le marché mondial du stockage de nouvelles énergies doublera six fois et atteindra un total de 305 GWh par an d’ici 2030: "C’est un chemin similaire à la remarquable expansion que l’industrie solaire a connue entre 2000 et 2015, où la part du photovoltaïque en pourcentage de la génération totale a doublé sept fois. "

Voici la chose: cette révolution n'est pas venue d'une sagesse de sagesse sur l'industrie mondiale de l'électricité. Bien qu'il y ait eu des pionniers notables en Californie et au Japon au cours des 20 dernières années, l'industrie a été largement entre ses mains. Non, c'est la demande soudaine de batteries pour voitures électriques qui l'a déclenchée.

Surtout Elon Musk. Le co-fondateur et PDG de Tesla voulait augmenter considérablement la production de leurs voitures électriques ennuyeuses en les rendant beaucoup, beaucoup moins chères. Étant donné que plus de la moitié du coût des véhicules en 2010 était constitué de leurs batteries lithium-ion énergétiques, il s'est concentré sur celles-ci. Et Tesla a réussi plus vite que prévu, réduisant ses coûts de production de 73% entre 2010 et 2014: de 1 000 USD par kilowatt-heure (kWh) à 269 USD par kWh.

Réduire encore plus les coûts et atteindre le "point de virage" magique de 100 KWh – où les voitures électriques sont moins chères que celles alimentées par des combustibles fossiles – donnerait à Tesla un coup de fouet pour la production de batteries. Musk a donc fait un gros effort: il a construit la plus grande usine de batteries au monde, Teslas Gigafactory 1, à Reno, dans le Nevada.

Il est conçu pour produire des batteries de 150 GWh par an une fois terminé en 2020 – suffisamment pour que Tesla produise 1,5 million de voitures par an. Mais lorsque l'usine a ouvert ses portes en 2016, Tesla a produit un peu moins de 84 000 voitures.

Pour justifier le coût de 5 milliards de dollars de l’usine et générer des revenus alors que la production de la voiture était réduite, ses ingénieurs ont sauvegardé les batteries de la voiture dans des versions domestiques, appelées Powerwalls, et des versions utilitaires, ou Powerpacks. Celles-ci ont commencé à être vendues en 2015 et l'année prochaine, la production a été augmentée chez Gigafactory 1.

Ainsi, lorsque trois pannes de courant majeures ont plongé l'Australie-Méridionale à la fin de 2016 et au début de 2017, Musk a ouvert la voie à un coup promotionnel et a lancé avec succès la construction de la seule batterie la plus grosse au monde en 100 jours, sans quoi elle serait gratuite. Une batterie lithium-ion de 129 MWh a été construite sur le parc éolien de Hornsdale à 220 km au nord d'Adélaïde et est devenue opérationnelle en décembre 2017. Et cela a fonctionné.

Quelques semaines plus tard, la centrale au charbon de Loy Yang, dans le Victoria, a été mise hors service et le risque d'approvisionnement en énergie de l'Australie du Sud a été mis en péril. Mais la batterie de Hornsdale a immédiatement envoyé 100 MW au réseau national – en un temps record de 140 millisecondes. En fait, la rapidité avec laquelle la batterie de Hornsdale a stabilisé le réseau en cas de panne d’autres générateurs, en plus de la concurrence supplémentaire qu’elle a introduite sur le réseau national, a largement contribué à faire économiser jusqu’à 33 millions de dollars au gouvernement sud-australien.

Tesla n'est pas le seul acteur dans le domaine des batteries, comme l'a déclaré l'augmentation massive de la production en Allemagne, en Suède et en Corée du Sud. Mais c’est le catalyseur le plus important: premièrement, en accélérant l’introduction des véhicules électriques et, deuxièmement, en prouvant que des batteries lithium-ion coûteuses pourraient être beaucoup moins chères.

Lorsque Tesla a lancé son premier roadster en 2008, ce n’était que la troisième société à produire toutes les voitures électriques (à la différence des véhicules hybrides essence-électricité comme la Toyota Prius) et il n’a vendu que 100 véhicules cette année-là. Aujourd'hui, il y a 40 constructeurs et près de cinq millions de voitures électriques sont en route. D'ici 2030, ce chiffre devrait atteindre 125 millions, soit 50% des ventes de voitures en Chine et 30% dans l'UE, au Japon et en Inde. Néanmoins, plus de la moitié des fabricants actuels ne sont entrés sur le marché qu'en 2014 – la même année, Tesla a réussi à réduire de moitié le coût de production des batteries.

Aujourd'hui, Tesla Gigafactory 1 20 GWh produit une batterie lithium-ion par an, presque autant que la production mondiale en 2012. Une autre usine est en construction à Shanghai et envisage d'en construire une troisième en Europe.

Mais le lithium-ion est-il la meilleure technologie pour stocker les balances?

BEAUCOUP QUI FAIT LES PILES LITIUM SI FORTEMENT est ce qui leur permet de tirer ou d’exploser. Développés pour la première fois par Sony en 1991, ils offrent cinq fois plus d’énergie par kilogramme que les batteries au plomb et près de trois fois plus que le nickel-cadmium. Ils sont chargés plus rapidement, durent plus longtemps, ont une plage de température plus large et sont constitués de composants à faible toxicité.

Leur plus gros inconvénient est la sécurité. Le fluide électrolytique entre les électrodes positives et négatives est inflammable et seule une mince membrane de plastique sépare les deux électrodes. En cas de surcharge ou si un dysfonctionnement interne provoque un court-circuit, un "choc thermique" peut se produire et les piles s'allument. Pour éviter cela, les batteries disposent d'un interrupteur intégré ou d'un interrupteur d'alimentation qui arrête la charge lorsque la tension atteint le maximum, que les batteries deviennent trop chaudes ou que la pression interne est trop élevée. Mais cela peut aussi échouer à cause d’erreurs de production ou d’une mauvaise gestion. Par conséquent, en 2016, l'Organisation de l'aviation civile internationale a interdit les envois de batteries lithium-ion à bord d'aéronefs de passagers.

Les incendies peuvent être dévastateurs. En mars 2018, une batterie lithium-ion mise au rebut a dû être allumée dans une installation de recyclage à New York et 44 camions de pompiers et 198 pompiers ont dû être appelés pour lutter contre l'incendie. Il a brûlé pendant deux jours et fermé quatre branches sur le chemin de fer de Long Island pendant plusieurs heures lorsque de la fumée épaisse a soufflé sur les voies.

Cela ne rend pas les véhicules électriques dotés de batteries lithium-ion dangereux: après tout, les voitures classiques sont alimentées par une essence inflammable qui peut littéralement exploser. Mais à mesure que les piles deviennent omniprésentes, leurs inconvénients deviendront plus évidents.

"Les ions lithium n'étaient pas fondamentalement conçus pour le stockage réseau", a déclaré Andrew Chung, fondateur de Silicon Valley Venture Fund 1955 Capital, d'un capital de 200 millions de dollars, à Renewable Energy World. Bien que le coût continue de baisser et que les problèmes de sécurité soient réduits, les batteries lithium-ion ont encore une durée de vie limitée. "Les services publics et les propriétaires d'immeubles commerciaux veulent une construction qui durera vingt ans et qui fonctionnera parfaitement", a déclaré Chung.

Toutes les batteries se détériorent avec le temps et deviennent moins efficaces au fur et à mesure qu'elles sont cyclées (chargées et chargées). Les batteries lithium-ion étant encore neuves et utilisées uniquement pour le stockage à grande échelle, leur durée de vie est incertaine. Une étude réalisée par le US National Renewable Energy Laboratory en 2017 a montré que les batteries au lithium ionique disponibles dans le commerce peuvent durer 10 ans, mais seulement si elles fonctionnent à 54% de leur plage de fonctionnement. La NASA, qui utilise des batteries lithium-ion sur des satellites devant fonctionner depuis au moins huit ans, allonge sa durée de vie de la même manière en ne les utilisant jamais complètement.

Néanmoins, la batterie Hornsdale et la deuxième plus grande installation de stockage au monde, Mira Loma, d’une capacité de stockage de 80 MWh à l’extérieur de Los Angeles (qui utilisent toutes deux Tesla Powerpacks), sont en mesure de surmonter la courte hausse de la demande, ainsi que le contrôle de fréquence à court terme qui aurait autrement l'instabilité.

Mais en ce qui concerne les solutions de stockage complètes pour le réseau, les batteries au vanadium ont l'avantage.

AND GOLD VANADUM REDOX BATTERIE À DÉBIT subit des essais dans le pittoresque village allemand de Pfinztal, à environ 50 kilomètres au sud de Heidelberg. Construit par des ingénieurs de l'Institut Fraunhofer de technologie chimique, il peut stocker et décharger 20 MWh d'énergie. Connecté à une éolienne de 100 mètres de haut capable de générer 2 MW, il permet de tester les matériaux, la conception et les performances des batteries et de simuler les opérations VRB dans le cadre d'un réseau national.

Mais c'est un vairon comparé à ce que la société chinoise Rongke Power, créée en 2008 pour commercialiser la technologie, construit sur la péninsule de Dalian, à 550 kilomètres à l'est de Pékin. Un complexe de batteries 40 fois plus grand et capable de stocker 800 MWh devrait être totalement opérationnel en 2020.

Les piles de piles sont produites sur la nouvelle gigafactory de Rongke, ouverte en 2016, qui aura à terme une capacité de production de 3 GWh par an. Et le complexe de Dalian n'est que l'une des près de 30 usines de fabrication de batteries construites en Chine par Rongke, une spin-off de l'Institut de physique chimique de Dalian, un département de recherche de l'Académie chinoise des sciences.

"En ce qui concerne les batteries au vanadium, la Chine est en tête du monde", a déclaré Huamin Zhang, cofondateur et ingénieur en chef de Rongke. "Ils constituent une proposition commerciale attrayante, car ils sont sûrs et écologiques, utilisent des électrolytes recyclables, ont une longue durée de vie et durent plus de 15 ans."

Les Skyllas-Kazacos ont rencontré Zhang pour la première fois en 2006, lorsque l’Institut de physique chimique de Dalian – où il occupait le poste de directeur du stockage de l’énergie – a commencé à enquêter sur VRB. "Nous avons constaté que la Chine s'intéressait beaucoup à nos brevets et à ce que nous avions fait en Australie", se souvient-elle. "Il l'a vraiment pris et a reçu beaucoup d'argent du gouvernement chinois."

L'UNSW a concédé une licence d'utilisation de la technologie VRB à diverses entreprises dans les années 90 et d'importants projets de démonstration ont été réalisés au Japon et en Californie. Mais il a fallu l'expiration des brevets originaux de l'université en 2006 pour que l'intérêt pour le VRB décolle vraiment.

Skyllas-Kazacos a reçu une influence sur les invitations à des conférences internationales au fil des ans, occupant le poste de conférencière de premier plan au département américain de l'Énergie des Pacific Northwest National Laboratories dans l'État de Washington en 2009. Elle y a rencontré Z Gary Yang, puis recherche sur le stockage de l’énergie, ravie par le potentiel du vanadium.

Yang a attiré l'attention de l'équipe sur le VRB. Au cours des prochaines années, sa densité énergétique a augmenté de 70%, ce qui a permis de surmonter les problèmes de stabilité de la température et de réduire les coûts. En 2012, lui et un collègue ont quitté le ministère de l'Énergie pour créer UniEnergy Technologies, qui a commencé à développer des prototypes. Avec 60 employés, la société a depuis installé une capacité commerciale de 80 MWh à VRB et, en 2016, est devenue partenaire de développement avec Rongke Power.

Ce n’est que l’une des six sociétés américaines qui vendent du VRB, et d’autres au Royaume-Uni, au Japon, en Australie et en Autriche. En Allemagne, le géant de l'ingénierie ThyssenKrupp a lancé un nouveau concept VRB avec des cellules géantes et des cheminées modulaires de 1 MW pouvant être étendus à des centaines de mégawatts. Les analystes industriels s'attendent à ce que la demande annuelle de systèmes VRB passe de 18 000 à 27 500 MWh d'ici 2027, soit environ 25% du marché du stockage de l'énergie. "Cette technologie commence à atteindre un coût comparable à celui des ions lithium au niveau du système après seulement cinq ans de développement, alors que les cellules au lithium-ion sont en production depuis plus de 25 ans", a déclaré Vincent Sprenkle, chercheur de premier plan du Pacific Northwest National Laboratory, à une association du Sénat États-Unis en octobre 2017. Le laboratoire coopère toujours avec UniEnergy et Sprenkle a déclaré qu'il pensait que les coûts en VRB pourraient être réduits de 50% supplémentaires.

Yang est convaincu que le vanadium va se propulser aux ions lithium dans le stockage à l'échelle du réseau. "Ils ont une durée de vie plus longue, peuvent être étendus plus facilement et peuvent fonctionner jour après jour, sans pertes de performances significatives pendant 20 ans ou plus", dit-il. Et il croit que le complexe VRB Rongke Powers va montrer un changement de jeu. "Il s'agira de la plus grande collection de batteries au monde et la région de Dalian n'est que l'une des nombreuses installations VRB majeures construites en Chine. De plus, 30 autres projets VRB sont répartis dans 11 pays, qu'ils soient répartis ou en construction."

Pour sa part, Skyllas-Kazacos se réjouit de voir renaître l’intérêt de VRB, plus de 34 ans après le début de son travail sur le métal gris-argent qu'est le vanadium. "Pendant des années, j'ai été très frustrée et très contrariée. Je suis tombée dessus", dit-elle. "Maintenant, je suis juste ravie que ce soit enfin arrivé. Notre travail est reconnu et utilisé à notre avantage. Il est bon de voir que le temps des piles au vanadium est venu. "

Cet article est paru dans l’édition 82 du cosmos magazine. Pour vous abonner et recevoir les dernières données scientifiques directement à votre porte ou dans votre boîte de réception, cliquez ici.

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Une restauration de l’installation électrique est particulièrement recommandée si aucune mise aux normes n’a été conduite durant les vingt cinq recentes années dans votre logement. En effet, les maisons ou appartements anciens n’ont pas été prévus pour alimenter en électricité autant d’appareils électriques que ceux que nous utilisons aujourd’hui. D’ailleurs, une système d’électricité obsolète vous expose à des pannes de commun fréquentes, des risques d’électrocution, voire même des incendies ! Rénovation d’une réseau électrique : quel prix envisager ? Le prix à consacrer pour rénover ou faire une remise aux normes de son installation électrique peut varier sensiblement en utilisation de la complexité des travaux d’électricité à tester. Voici une estimation des dépenses pour la restauration d’une installation d’électricité, matériel et main d’oeuvre compris : Rénovation partielle 80 à 120 € HT / m² Diagnostic de l’installation électrique. Remplacement de certains câbles. Changement de tableau électrique et/ou de prises et interrupteurs. Mise de façon sécurisé de l’installation Rénovation complète 120 à 200 € HT / m² *Diagnostic de l’installation électrique Remplacement des câbles, fils, boites DCL, prises et interrupteurs. Changement de tableau électrique. Mise en conformité du réseau électrique