Systèmes multi-énergies décentralisés
Pour tous ceux qui pensent en décennies.
Le stockage longue durée qui trouve sa place dans le bâtiment. Électricité, chaleur et flexibilité issues d'un seul système.
L'origine
DMES n'est pas un terme que nous avons inventé. C'est la recommandation de la Suisse.
Les systèmes multi-énergies décentralisés ont été définis dans le Programme national de recherche « Énergie », dans plus de 100 projets et avec 45 millions de francs de moyens de recherche, mené par le Fonds national suisse sur mandat du Conseil fédéral. À l'arrivée, 15 recommandations adressées au monde politique et au secteur de l'énergie.
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Les DMES relient l'électricité, le gaz et la chaleur à des stockages et à des charges pilotables pour former un système unique, à l'échelle locale ou régionale.
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L'une de ces recommandations s'intitule « Réaliser des systèmes multi-énergies décentralisés (DMES) ! » et s'adresse au monde politique et aux fournisseurs d'énergie. C'est la seule des 15 à nommer une technologie. La recommandation dans sa version originale ↗
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eRevo est la première entreprise en Europe à mettre en œuvre cette logique système de manière intégrée au bâtiment.
Recommandation aux pouvoirs publics et aux distributeurs
«Réaliser des systèmes multi-énergies décentralisés (DMES) !»
Recommandé en 2020, rendu possible par la loi en 2026, construit depuis 2024 par eRevo.
La recherche énergétique nationale l'a recommandé en 2020. Le législateur a livré en 2026. Nous avons le système correspondant, à pleine charge depuis avril 2024.
Les DMES ne sont pas notre invention. Plus de 100 projets et 45 millions de francs de moyens de recherche ont abouti à 15 recommandations adressées au monde politique et au secteur de l'énergie. C'est la seule d'entre elles à appeler nommément à la réalisation d'une classe de systèmes, et elle emploie exactement le terme qu'eRevo met en œuvre en pionnier en Europe, intégré au bâtiment.
La justification indique que les DMES permettent une utilisation extrêmement efficace de l'énergie produite de manière décentralisée et évitent des extensions du réseau coûteuses. Les communes et leurs services industriels sont appelés à identifier les potentiels et à faire avancer la réalisation au moyen de plans directeurs de l'énergie et d'un accompagnement actif. La Confédération et les cantons doivent créer les conditions-cadres légales nécessaires.
De la recommandation à la loi
- 2020 Le résumé nomme ouvertement les obstacles. Les monopoles d'approvisionnement des fournisseurs d'énergie locaux compliquent la réalisation de DMES, et les tarifs de réseau constituent parfois des obstacles économiques insurmontables au couplage sectoriel.
- 2026 C'est précisément là que le législateur a suivi. Depuis le 1er janvier 2026, les communautés électriques locales (LEG) instaurées par l'acte modificateur unique sont en vigueur. L'électricité produite localement peut être partagée au sein de la commune à des tarifs d'utilisation du réseau réduits.
- Aujourd'hui Ce qui a été recommandé en 2020 et rendu juridiquement possible en 2026 est construit et éprouvé en exploitation réelle. Raccordé au réseau et utile au réseau, et non comme solution d'autarcie, car c'est précisément ainsi que le calcul est rentable.
Ce que cela signifie pour vous
- Pour les communes et leurs services industriels Ce sont les acteurs cités dans le résumé, appelés à identifier les potentiels, à rendre les DMES possibles via les plans directeurs de l'énergie et l'aménagement du territoire et à accompagner activement les projets. La marge de manœuvre existe ; selon le document, elle est simplement trop peu utilisée.
- Pour les distributeurs d'énergie Les DMES évitent des extensions du réseau coûteuses. De la flexibilité sur place plutôt que du cuivre dans le sol. Avec les LEG, cela se traduit aussi dans les tarifs depuis 2026.
- Pour les investisseurs et les financeurs Non pas une technologie de niche, mais une catégorie de systèmes recommandée au niveau national, avec une référence construite en exploitation réelle.
- Pour les quartiers et les sites Les études de cas de l'EPF menées dans le cadre du programme montrent qu'un hub multi-énergies doté d'un stockage saisonnier atteint les objectifs de la Stratégie énergétique 2050 dans tous les scénarios où le potentiel de surface existe. Pour votre site, c'est l'analyse de potentiel qui le démontre.
- Là où notre réponse va plus loin Le document cite l'hydrogène comme stockage saisonnier, mais laisse la question de la rentabilité ouverte. C'est précisément cette lacune que comble la valorisation thermique. La chaleur disponible en toute saison transforme le stockage en système de revenus.
Le résumé est une recommandation scientifique, non une prescription. Ce qui est devenu contraignant, c'est le cadre qui rend les DMES économiquement viables aujourd'hui.
Ce qui a été recommandé peut être construit aujourd'hui. Évaluer votre projet →
La transition énergétique a un problème de calendrier.
En été, le soleil et le vent produisent plus d'électricité intermittente qu'il n'est possible d'en valoriser. L'excédent est écrêté ou cédé à des prix négatifs. En hiver, c'est précisément cette énergie qui manque. Dès 2027, l'injection des grandes installations photovoltaïques devrait coûter au lieu de rapporter, tandis que l'obligation solaire installe du photovoltaïque sur chaque toiture de grande taille. Les systèmes de batteries lissent des heures ; l'infrastructure manque pour le décalage saisonnier. Et en milieu urbain, les grandes batteries échouent doublement, à l'extérieur en raison du bruit et des oppositions, dans le bâtiment en raison de la charge calorifique et de l'autorisation.
Un DMES comble le fossé.
L'électricité excédentaire est convertie sur place en hydrogène, liée à l'état solide dans l'hydrure métallique à seulement 35 bar et restituée en cas de besoin sous forme d'électricité et de chaleur. C'est le seul stockage à grande échelle admis dans un bâtiment habité. Silencieux, compact et sans la problématique de charge calorifique des batteries. Le stockage court terme intégré alimente les marchés de l'électricité rapides, la valorisation thermique fournit de la chaleur en toute saison. Et comme l'énergie est contenue dans la molécule, le DMES est en même temps le stockage thermique le plus compact. Pour la même quantité de chaleur, les accumulateurs d'eau classiques exigent un volume plusieurs fois supérieur. Réalisé par le pionnier des systèmes multi-énergies décentralisés en Europe, eRevo AG Energy Revolution.
Été // excédent
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Photovoltaïque
Production propre en toiture
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Électrolyse
L'électricité devient hydrogène et chaleur
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H₂ dans l'hydrure métallique
À l'état solide à 35 bar, dans le bâtiment
Hiver // besoin
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Pile à combustible
L'hydrogène devient électricité et chaleur
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Électricité
Site, vZEV et LEG, réseau
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Chaleur
Chauffage, eau chaude, réseau de chaleur
plus de 75 % de rendement global en utilisation couplée électricité-chaleur · plus de 30 ans de durée de vie · 0,5 à 16 MWh par local · modulable jusqu'à plus de 100 MWh
Le cœur du système
L'hydrure métallique, expliqué simplement.
Comme une éponge absorbe l'eau, l'hydrure métallique absorbe l'hydrogène et le lie chimiquement dans son réseau métallique. Et ce, pratiquement pour toujours, jusqu'à ce que l'énergie soit nécessaire.
Un hydrure métallique se forme lorsqu'un alliage métallique spécial réagit avec l'hydrogène. Les atomes d'hydrogène se glissent dans les interstices du réseau métallique et y sont liés chimiquement. Le gaz devient un solide. Environ 97 pour cent de l'hydrogène se trouvent à l'état solide et en toute sécurité dans le métal, seul un faible reste demeure gazeux. C'est pourquoi l'hydrure métallique n'exige ni haute pression ni refroidissement et qu'il est le seul stockage à grande échelle admis dans un bâtiment habité.
1
Charge
Le gaz hydrogène est amené à l'alliage métallique à une pression allant jusqu'à 35 bar. L'alliage réagit avec l'hydrogène et forme un hydrure métallique. L'éponge se gorge.
2
Stockage
Stockable indéfiniment sans pertes, jusqu'à ce que l'énergie soit nécessaire. Environ 97 pour cent sont liés chimiquement, à l'état solide et en toute sécurité, les quelque 3 pour cent restants se présentent sous forme de gaz.
3
Décharge
L'hydrure métallique est chauffé à environ 38 degrés et l'éponge restitue alors l'hydrogène de manière sûre et contrôlée, pour la pile à combustible et donc pour l'électricité et la chaleur.
Le système en chiffres.
Depuis avril 2024
À pleine charge. La première installation DMES au monde intégrée au bâtiment et basée sur l'hydrure métallique fonctionne à Eich LU.
35 bar
Basse pression. Lié chimiquement dans le réseau métallique. Pas d'autodécharge, pas de compression.
30+ ans
Durée de vie. Conçu de manière rigoureuse comme une infrastructure de long terme. La performance du stockage est garantie par le fabricant sur 20 ans.
0,5 à 16 MWh
Par local. Évolutif de manière modulaire jusqu'à plus de 100 MWh en centrale énergétique.
20 000 cycles
Résistance cyclique de l'hydrure métallique, avec ensuite toujours plus de 98 % de performance.
> 75 %
Efficacité globale. En cas d'utilisation couplée de l'électricité et de la chaleur.
Construit en sécurité. Structuré pour être bancable.
Une sécurité normée.
L'aide-mémoire SVGW H10001 constitue le cadre de sécurité pour les systèmes H₂ intégrés au bâtiment et la référence pour une planification conforme à la SIA, coélaboré par eRevo. Base de l'autorisation et de la protection incendie. Vers la fiche technique ↗
De la physique, pas de charge calorifique.
L'hydrogène est lié chimiquement dans le réseau métallique, environ 97 % se trouvent à l'état solide dans l'hydrure métallique et seul un faible reste est gazeux. État solide, basse pression de 35 bar, aucune autodécharge, aucune compression. Un kilogramme d'hydrogène occupe environ 20 litres dans le réservoir à hydrure métallique, contre 310 litres dans un stockage gazeux à 40 bar. Même comparé à un réservoir sous pression à 300 bar, qui exige une compression et une lourde procédure d'autorisation, l'hydrure métallique reste environ trois fois plus compact.
Garanties et contrats de service.
Garantie de performance jusqu'à 20 ans sur la technologie de stockage à hydrure métallique. Long-term service agreements et engagements de performance sur toute la durée du projet. Composants principaux interchangeables entre fabricants, au lieu d'un point de défaillance unique.
En cas de panne de réseau, votre bâtiment peut continuer de fonctionner.
Sur demande, un DMES peut être conçu pour un démarrage autonome, là où cela est techniquement possible et économiquement judicieux. Ainsi conçu, le système continue d'alimenter le bâtiment dans lequel il se trouve en cas de panne de réseau, en électricité comme en chaleur. Comme le stockage longue durée conserve l'énergie, l'autonomie se compte alors en jours et non en heures. La première mondiale à Eich est conçue ainsi, à la demande du maître d'ouvrage. Et là où il n'y a pas de réseau du tout, un DMES peut aussi alimenter un bâtiment en mode îloté permanent. C'est le cas rare, mais techniquement possible.
Des données d'exploitation, pas des affirmations.
L'installation d'Eich LU fonctionne à pleine charge depuis avril 2024 et fournit des données d'exploitation, des valeurs de dimensionnement et un concept de sécurité référencé. Visite possible.
Circularité et provenance.
Le stockage longue durée se passe de terres rares et de lithium. Tous les matériaux sont disponibles en Europe, 80 % de la chaîne de production se situe en Suisse. Si les performances baissent après des décennies, le stockage est régénéré au gaz noble. Lors du démantèlement, le métal pur retourne intégralement dans le cycle des matériaux.
Nous retirons la complexité et apportons la rentabilité.
Architecte système, pas fabricant.
eRevo conçoit, intègre et orchestre, avec des composants industriels éprouvés et fabriqués en série par des fabricants de premier plan.
Energy Intelligence comme couche à part entière.
L'EMS, l'optimisation par IA et la conduite d'exploitation auto-apprenante pilotent l'électricité, la chaleur et l'hydrogène sur des heures, des jours et des saisons. Chaque installation apprend, chaque nouvelle installation démarre plus intelligemment. Vers Energy Intelligence →
Un écosystème de partenaires coordonné.
GRZ Technologies (hydrure métallique), Enapter (électrolyse), EH Group (pile à combustible), pi-System (EMS), Qynn Energy (flexibilité et tarifs), Hälg Group (CVCS), enerpeak (ingénierie énergétique), SyEnergy / Maréchaux (électricité), GETEC (contracting), RISAM (protection incendie), saprom (conformité), Integral / tend, Halter Gruppe (entreprise générale).
Le potentiel énergétique de votre site.
L'écosystème à 360° est bien plus qu'un simple stockage d'électricité. Ce sont précisément ces leviers que l'analyse de potentiel examine pour votre site.
Parlons-en.
Nous analysons le potentiel de votre site, de la simulation au calcul de rentabilité jusqu'à la réalisation. Qu'il s'agisse d'un site industriel, d'un fournisseur d'énergie, d'un réseau de chaleur, d'un quartier en vZEV / LEG, d'une coopérative d'habitation ou d'un portefeuille immobilier, l'analyse de potentiel est la première étape.
Parlons de votre projet.