A court terme, le déploiement du stockage de l’électricité n’est pas une priorité pour assurer l’équilibre offre-demande du réseau

Le stockage d’électricité est déjà présent de façon conséquente dans le système électrique à travers le stockage gravitaire hydraulique (lacs, STEP) – dont les gisements à développer apparaissent limités.
Les STEP sont actuellement utilisées pour le stockage infra-journalier voire hebdomadaire. Cependant avec l’intégration éolienne prévue dans les années à venir, le besoin en flexibilité hebdomadaire va augmenter (voir l’article " Enjeux et trajectoires du mix électrique "). Les STEP assureront alors ce service et le besoin de stockage infra-journalier pourra être assuré par les batteries.

Dans les conditions actuelles, un développement « de niche » du stockage par batteries apparaît économiquement pertinent pour la fourniture de services système, de l’ordre de 300 MW à l’échelle de la France continentale*. A horizon 2030, RTE anticipe un intérêt économique pour un gisement complémentaire de l’ordre de 1 GW de batteries disposant d’un temps de décharge de 2h.

*Source : RTE, Valorisation socio-économique des smartgrids, 2017.

A moyen et long terme, le réseau électrique français aura recours à des moyens de stockage en proportions relatives à la pénétration des EnR dans le mix

Le besoin de stockage inter-saisonnier dans un mix intégrant largement les EnR apparaît du fait d’une réduction des moyens de production pilotables, en plus d’une variation importante de la consommation (chauffage en hiver) et de la production (photovoltaïque en été) entre saisons. Pour un mix 100% EnR, le système électrique nécessitera des volumes importants de stockage inter-saisonnier de l’ordre de plusieurs dizaines de térawattheures.

Le type de stockage nécessaire dépendra de la part des sources EnR dans le mix. En effet, les fluctuations journalières de scénarios avec une prédominance du photovoltaïque induisent des besoins de stockage journalier et saisonnier, alors que des stockages hebdomadaires sont nécessaires pour les scénarios dominés par l'éolien. Ainsi, avec un système électrique basé principalement sur de l’éolien, les technologies telles que les STEP et l’hydrogène synthétique sont favorables, tandis que sur du solaire, ce sont les batteries Li-Ion qui sont à développer en priorité [Source : ScienceDirect, Journal of Energy Storage, Stefan Weitemeyer, David Kleinhans, Lars Siemer, Carsten Agert, “Optimal combination of energy storages for perspective power supply systems based on renewable energy sources”, 2018].  

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L’Allemagne est plus avancée sur les besoins en stockage du réseau électrique du fait d’un fort développement du photovoltaïque

Au niveau économique, le prix de l’électricité augmente et le prix des panneaux photovoltaïques et batteries baissent, ce qui rend l’optimisation de l’autoconsommation par un système de stockage couplé au photovoltaïque de plus en plus rentable. Ce développement est davantage poussé en Allemagne qu’en France, car le prix de l’électricité final pour les clients est plus élevé en Allemagne.

En Allemagne, la forte intégration du solaire photovoltaïque dans le réseau est notamment due à des mesures nationales, et conduit à de nouvelles incitations concernant les installations couplant photovoltaïque et stockage. Il y a une forte augmentation du nombre de batteries à domicile facilitée par des soutiens financiers. En effet, depuis mai 2013, l’Allemagne subventionne les installations couplant stockage et photovoltaïque pour l’optimisation de l’autoconsommation. Fin 2019, la capacité cumulée des batteries résidentielles s’élevait à 1 420 MWh pour 185 000 foyers équipés. Par ailleurs, au même moment, 620 batteries de grande taille étaient installées en Allemagne pour une capacité de 620 MWh*.

Si la France applique les mêmes mesures que l’Allemagne pour une capacité installée similaire, les premières lois en faveur du développement du stockage devraient survenir dans moins d’une dizaine d’années en France (36 GW dans le cas de l’Allemagne, ce qui correspond à l’objectif bas de la PPE à horizon 2028 pour la France).

*Source : Journal of energy storage, “The development of stationary battery storage systems in Germany” – status 2020, n°33, janvier 2021

Les appels d’offres de la CRE dans les ZNI, conduisent à des projets alliant photovoltaïque et stockage

La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a lancé des appels d’offre (AO) concernant la réalisation et l’exploitation d’installations de production d’électricité à partir de l’énergie solaire et située dans les zones non interconnectées (ZNI). La volonté de décarbonation de l’énergie associée à au coût élevé de production d’électricité dans les ZNI, renforce la pertinence du développement du stockage sur ces territoires.
En 2019, les cahiers des charges totalisaient 400 MW d’ici 2023 pour l’ensemble des six territoires que sont la Corse, la Guadeloupe, la Martinique, la Guyane, la Réunion et Mayotte. Cela comprenait du photovoltaïque sur bâtiments et ombrières, ou au sol pour plus de 70 MW annuels, dont la moitié avec dispositif de stockage.

Dans les ZNI, le développement envisagé du stockage répondrait aux services d’arbitrage mais pas à celui de réglage de la fréquence. Au contraire, en France métropolitaine, aujourd’hui le seul service rentable que le stockage peut rendre est le réglage primaire de la fréquence. (Voir article services système)

Le besoin de stockage d’électricité se fait actuellement ressentir dans les ZNI pour accompagner le développement des énergies renouvelables et augmenter l’indépendance des îles face au pétrole. La France métropolitaine, qui bénéficie d’un territoire beaucoup plus vaste, avec des ressources variées et une interconnexion développée avec ses voisins européens, ne devrait pas avoir les mêmes besoins de développement des capacités de stockage avant longtemps. Cependant l’exemple des ZNI peut être analysé pour tenter d’anticiper les futurs besoins du réseau électrique européen.

En France métropolitaine, afin d’anticiper le rôle du stockage, RTE fait des expérimentations avec le projet RINGO

Le projet RINGO teste un système de stockage-déstockage de batteries pour, à terme, éliminer les congestions sur le réseau de transport, limiter les investissements dans le renforcement du réseau (reporter la construction de certaines lignes électriques) ainsi que l’écrêtement des centrales renouvelables et tester les performances des batteries. RINGO est un outil de « flexibilité » pour le réseau, il est pensé pour gérer un réseau intégrant de plus en plus d’EnR.

Les tests se font sur trois sites munis de batteries. Pour que la mise en application évite tout impact sur l’équilibre offre-demande national, lorsqu’un ou deux sites se chargent, le ou les autres doivent se décharger d’un volume équivalent.

Afin de réagir très rapidement dans les situations de pics de production renouvelable ou de consommation, les batteries seront pilotées par un dispositif innovant appelé NAZA (nouveaux automates de zones adaptatifs). Ces automates captent, en temps réel, les données numériques du réseau et l’état de charge des batteries pour déclencher, à distance et en autonomie, les actions les plus appropriées. En effet, l’algorithme indique, à chaque instant, à chaque batterie, si elle doit stocker ou restituer de l’électricité.

Ce projet permet à RTE de renforcer et d’optimiser son pilotage du réseau électrique tout en anticipant un développement massif des EnR.