"Demain, le stockage apportera une contribution immédiate à la gestion des réseaux énergétiques dans les écoquartiers, ce sera la brique indispensable à la réalisation de réseau intelligent", assure Patrick Canal, 
délégué général des Clubs Cogénération & stockage d'énergies
de l'association technique énergie environnement (Atee). Et dans ce cas, pour répondre à des besoins locaux, les batteries lithium ions semblent les plus adaptées à court terme. Même si l'équilibre de leur modèle économique n'est pas encore optimum. "Pour retirer le fruit de la production d'énergie renouvelable produite sur leur territoire, des collectivités ont créé une société d'économie mixte, Energie Rhône vallée, cependant ils n'ont pas développé de projet de stockage, illustre Ingrid Milcent, chargée de mission innovation au sein de Tenerrdis. Les batteries restent cher et les politiques d'achat des énergies renouvelables n'encouragent pas le stockage aujourd'hui".

La rentabilité économique du stockage en batteries s'avère toutefois meilleure que celle de l'hydrogène. Si d'un point de vue technique, l'ensemble des briques de cette technologie s'avère en effet maîtrisé, son déploiement semble envisageable à plus long terme ou dans des contextes particuliers notamment insulaire. "Dans les systèmes décentralisés, l'obstacle majeur est effectivement le modèle économique, note Patrick Canal. Cependant par le développement des batteries dans le cadre de la mobilité électrique, nous aurons probablement demain une baisse des coûts d'investissement et d'exploitation de ces systèmes".

Des évolutions réglementaires pourraient également encourager le développement du stockage. La création d'un marché de capacité devrait jouer un rôle de catalyseur en dotant d'une valeur économique le stockage d'énergie. "Il est tout à fait possible, si on décentralise complétement les unités de production, de passer d'un système piloté par des acteurs majeurs comme EDF à des systèmes qui sont opérés par des collectivités, projette Patrick Canal. Cela implique toutefois une montée en puissance, et des investissements importants en matière de conception, exploitation, production, maintenance et stockage énergie".

Vers un Turpe eurosaisonnalisé ?

Autre frein au développement du stockage, selon Patrick Canal : les niveaux de profil tarifaire d'utilisation du réseau électrique. "Aujourd'hui, le tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité (Turpe) n'est pas euro-saisonnalisé pour les moyennes et basses tensions. Les tarifs d'injection et de soutirage ne sont pas adaptés au déploiement de solution de stockage de petite taille", regrette-t-il.

Il estime également qu'il faudrait transposer les réserves de puissance à l'échelle locale, et ainsi "passer de quelques centaines de mégawatt à quelques mégawatts ou kilowatts et le rémunérer à sa juste valeur", précise-t-il.

Une étude sur le potentiel du stockage d'énergie estime quant à elle qu'un stockage d'énergie très réactif dédié à la fourniture de réserve primaire, en métropole, permettrait une économie pour la collectivité de 250.000 à 450.000 euros/MW/an installé.

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"Millener visait à optimiser l'interaction entre les différents moyens de production insulaire et la consommation, explique Christian Dumbs, chef de projet Millener à la
direction des systèmes énergétiques insulaires d'EDF. L'investissement pour les batteries est important pour un particulier, nous avons également cherché à mutualiser les bénéfices pour le propriétaire de la batterie et le gestionnaire du réseau afin de trouver un équilibre financier".

Retenu dans le cadre des investissements d'Avenir de l'Ademe, le projet comptait installer 500 générateurs photovoltaïques (PV) couplés à des batteries lithium ion de 4 kWh en Corse, à la Réunion et en Guadeloupe. Seule l'installation PV était à la charge des participants.

"Du fait du contexte de marché PV difficile, le recrutement a été difficile : nous disposons aujourd'hui de 200 installations grâce à l'investissement conséquent des acteurs. Je pense que c'est un bon résultat dans le marché actuel", pointe Christian Dumbs.

Avec un premier système installé en avril 2013, Millener a permis de dégager un certain nombre de retours d'expériences. Le système a ainsi montré sa capacité à sécuriser l'approvisionnement et soulager la pointe électrique du soir.

Si les équipes ont validé la faisabilité technique du pilotage à distance et les apports du dispositif, elles en ont également constaté sa complexité.

"La généralisation du modèle nécessitera encore techniquement quelques développements avant de disposer sur le marché d'un produit de masse", constate Christian Dumbs.

Des efforts devront être réalisés pour améliorer la standardisation des installations et leur compatibilité avec les habitats.

" L'assurance du système est également un sujet majeur qui a rendu inéligible certains dossiers, reconnaît Christian Dumbs. Nous pouvons faire une analogie avec le solaire PV : les assureurs attendent de disposer d'un retour d'expérience suffisant pour pouvoir chiffrer les risques"

Projet Nice Grid : favoriser l'insertion du solaire dans le réseau

"Dans le projet Nice Grid, nous avons choisi de couvrir l'intégralité des niveaux du réseau de distribution pour voir comment optimiser le pilotage des batteries pour favoriser l'insertion du solaire", explique Christophe Arnoult, responsable Grands projets et réseaux du futur à la direction du développement d'ERDF Méditerranée. Expérimenté à Carros (Nice Côte d'Azur), le projet s'intéresse à trois types de batteries lithium-ion.

Une batterie d'environ un mégawatt a été placée au niveau du poste source (pilotée par un centre de commande de ERDF), trois de 33 kilowatts seront disposées courant novembre le long du réseau de distribution (gérées par un ordinateur central, le Nem) et le projet prévoit également d'en installer chez des particuliers.

"Les batteries pour les particuliers sont fabriquées mais pas encore installées : nous voulons vérifier que tous les aspects administratif, notamment les assurances, etc. sont couverts, précise Christophe Arnoult, les risques sont très faibles : ce sont des batteries comme il en existe dans les avions mais c'est nouveau et donc les autorisations administratives sont complexes".

Des modules de prévision de la consommation et de la production solaire sont également développés dans le projet Nice Grid. Des compteurs communicants Linky ont été installés à cet effet chez les particuliers participants.

"Le second gros challenge est informatique : la technique, le web, les serveurs, la sécurité, constate Christophe Arnoult. ERDF reçoit 1.400 attaques informatiques par jour… nous passons du temps pour sécuriser le système".

Dorothée Laperche