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Le développement massif des renouvelables, et notamment de l'éolien, nécessitera de nouveaux moyens de flexibilité sur  le réseau électrique. Le stockage est l'un des moyens de mettre en adéquation cette nouvelle offre et la demande d'électricité. Mais le besoin en capacités de stockage ne devrait pas se faire ressentir avant 2030. D'ici là, le système électrique français devrait être capable d'absorber ces nouveaux moyens de production… L'heure est donc aux expérimentations et aux démonstrateurs, notamment pour trouver le bon modèle économique.

Le stockage n'est pas encore compétitif

La demande, quant à elle, devrait différer de plus en plus entre la semaine et le week-end, du fait de l'augmentation des usages électriques dans le secteur tertiaire. "Ces deux facteurs conjugués entraînent une augmentation des besoins de flexibilité au sein d'une semaine de près de 50% par rapport à la situation actuelle et donc des opportunités pour du stockage infra-hebdomadaire", estiment les auteurs de l'étude. Le stockage n'est qu'une des solutions de flexibilité étudiées actuellement, et doit encore faire preuve de compétitivité. Pour l'heure, d'autres solutions paraissent plus rentables. Parmi elles, les écrêtements ou modulations de production, actuellement testés par le gestionnaire du réseau de distribution Enedis. Mais aussi des actions de gestion de la demande ou du réseau.

Le stockage a l'avantage de ne pas brider la production éolienne. Cependant, "au vu des conditions actuelles (notamment du prix sur le marché de l'électricité), aucun projet n'a à ce stade permis de faire émerger un modèle d'affaires évident pour un moyen de stockage dans l'optique d'une mise en oeuvre immédiate", notait l'Ademe fin 2016 dans une étude sur les retours d'expériences des premiers démonstrateurs smart grid. Elle estime qu'il faut encore travailler à la valorisation du stockage et réfléchir à la création d'un statut d'opérateur de stockage.

Absorber la production en zone rurale

Plusieurs projets ont expérimenté le stockage pour gérer le surplus de production éolienne. C'était le cas du démonstrateur Venteea, installé à Vendeuvre-sur-Barse (Aube), qui visait à stocker la production de deux parcs éoliens, dans une zone rurale, où la demande n'est pas suffisante pour absorber toute la production à un instant T. Le stockage était ici déployé pour éviter de renforcer le réseau de distribution. Deux containers de batteries de 1 MW chacun avaient été installés et raccordés au réseau de distribution aux pieds de deux fermes éoliennes de 12 et 6 MW. Ces capacités de stockage étaient couplées à des outils de gestion de réseau innovants (capteurs sur les lignes, estimateur d'état, numérisation du poste de distribution, système de communication e-DEIE …).

Après trois ans et demi d'expérimentation, les résultats ont été concluants. "Le système de stockage, le plus important raccordé au réseau de distribution en France métropolitaine en moyenne tension (2 MW), peut rendre des services aux différents acteurs du système électrique (transporteur, distributeur et producteurs)", analyse l'Ademe. En effet, outre le fait d'éviter des renforcements du réseau de distribution, en reportant l'injection d'électricité aux moments où la demande est forte, le stockage peut rendre de nombreux services : réglage de tension et de fréquence, gestion des congestions, lissage des pointes de consommation, insertion des énergies renouvelables sur le marché… Ces différents usages peuvent permettre de trouver un équilibre économique au stockage, note l'agence.

Eviter d'étendre le réseau de transport

Le gestionnaire du réseau de transport d'électricité RTE réfléchit lui aussi au développement du stockage. Il planche actuellement sur un projet pilote, Ringo, qui devrait comprendre 100 MW de capacité de stockage répartis sur cinq sites à l'horizon 2020. Ces capacités devraient notamment permettre d'absorber les pics de production des parcs éoliens, au lieu de leur demander de réduire leur production comme c'est le cas aujourd'hui. Une solution plus rentable que le renforcement des lignes électriques ou le développement de nouvelles lignes à haute et très haute tension, alors qu'il s'agit d'absorber seulement quelques jours de surplus de production par an…

Stocker l'électricité éolienne dans le réseau gazier

Les gestionnaires de réseaux électriques ne sont pas les seuls à étudier le stockage lié à l'éolien… Le transporteur GRTgaz porte le projet Jupiter 1000, dans la zone industrialo-portuaire de Fos-sur-Mer (Bouches-du-Rhône), qui devrait être mis en service en 2018. Ce démonstrateur power to gaz vise à absorber le surplus d'électricité produit sur place par quatre éoliennes (10 MW), en la transformant en hydrogène et méthane. Deux technologies d'électrolyse vont être testées (membrane PEM et alcaline) pour une puissance de 0,5 MW chacune. Le réseau de gaz va être utilisé comme réservoir et permettra de délivrer du gaz ultérieurement ou de produire de l'électricité. Le projet devra permettre également de faire émerger des modèles de valorisation économique, dans un contexte de prix bas du gaz.

Sophie Fabrégat