Dans le cadre du projet de recherche Iperd (insertion des productions d'énergies renouvelables décentralisées), plusieurs dispositifs concernant la gestion en temps réel et le stockage de l'énergie solaire sont testés sur la centrale du Vigeant, dans la Vienne. Ce projet de près de 2 millions d'euros, qui associe Séché, Soregies et l'Institut national de l'énergie solaire ( Ines CEA), est soutenu par l'Ademe. Il s'inscrit dans le cadre de l'appel à manifestation d'intérêt de l'Ademe concernant les systèmes intelligents des infrastructures des réseaux de distribution (Smart grid infra). La centrale est équipée de 80 coffrets électroniques qui informent en temps réel sur les productions décentralisées d'énergies renouvelables. « Le dialogue en temps réel permet, d'une part, d'optimiser la production pour réduire les pertes et, d'autre part, de développer la capacité d'injection dans le réseau aux heures de pointe », précise Jean-Paul Bureau, responsable des projets déchets-énergie du groupe Séché. L'objectif est également de mieux maîtriser l'injection d'électricité dans le réseau afin d'éviter les déconnexions obligatoires en cas de surtension. En cas de trop forte production, en effet, le réseau est déconnecté soit par RTE, soit par une régulation interne à l'onduleur. Pour éviter ces écueils, deux possibilités existent : soit mettre la demande d'électricité en adéquation avec la production, soit prévoir des moyens de stockage de l'énergie. Dans cette dernière hypothèse, trois types de batteries (lithium-ion, Na-NiCl2, redox) seront testés en 2012 dans trois environnements différents (haute tension, basse tension et en conjonction avec une centrale hydraulique) pour déterminer quelle technologie convient le mieux suivant le type d'environnement. À terme, l'objectif est de les raccorder au réseau. « Les technologies en elles-mêmes ne sont pas nouvelles, mais c'est la première fois qu'elles sont exploitées en grandeur réelle », précise Marion Perrin, directrice du laboratoire de stockage de l'énergie à l'Ines. Première batterie testée, celle au lithium-ion de Saft. « Nous éprouvons sa robustesse depuis déjà sept ou huit ans, mais c'est le premier système de cette taille. Sa capacité est de 200 kWh, soit l'équivalent de dix véhicules électriques. » Elle devrait être testée sur un réseau à basse tension. La seconde batterie, nommée Zebra, est un système sodium-chlorure de nickel (Na-NiCl2), qui fonctionne à haute température (de 245 à 350 °C). Initialement, il avait été développé pour les véhicules électriques. « Son rendement est très prometteur », estime Marion Perrin. C'est, selon elle, l'alternative européenne à la batterie japonaise sodium-soufre que fabrique NGK. Elle sera plutôt testée sur de la haute tension et raccordée à une centrale photovoltaïque de 3 MW. Enfin, le troisième type de stockage testé est une batterie redox à circulation d'électrolytes, type pile à combustible, dans lesquels les composés chimiques sont en solution. La puissance est déterminée par la taille du réacteur : l'utilisation de grands réservoirs et le couplage de nombreuses cellules permettent de stocker et de restituer de grandes quantités d'énergie. L'Ines travaille déjà sur le prototype de Cellstrom (100 kWh) depuis six mois pour pouvoir le raccorder au réseau.