Aux côtés des technologies de stockage centralisées, des solutions individuelles devraient apparaître, afin de lisser l'offre et la demande à l'échelle d'une maison. Il s'agit principalement de limiter l'impact des consommations résidentielles pendant les pics de demande et de réduire l'impact sur le réseau de productions résidentielles d'énergie renouvelable. Avec un potentiel non négligeable…

Selon une étude menée par l'Ademe, la direction générale de la compétitivité de l'industrie et des services (DGCIS) et l'association technique énergie environnement (Atee), la combinaison des solutions power to heat et du pilotage optimisé de la recharge des véhicules électriques suffirait à absorber l'intermittence générée par 20 à 40% de production renouvelable annuelle.

Power to heat : élargir le potentiel de stockage

Le stockage de l'électricité à l'échelle du résidentiel existe déjà depuis des années. En effet, les ballons d'eau chaude électriques sont, la plupart du temps, programmés pour fonctionner la nuit, au moment où la demande d'électricité est faible. La chaleur est restituée le matin, au moment où la demande atteint un pic. Il ne s'agit pas ici de réinjecter l'électricité sur le réseau, mais de déplacer les consommations à l'échelle de la journée, via une incitation tarifaire heures pleines - heures creuses.

Avec le développement des énergies renouvelables, cette solution de stockage "power to heat" pourrait évoluer. Ainsi, alors que les ballons d'eau chaude étaient jusque-là lancés pour combler la période historique de creux de consommation (23h-4h), ils pourraient désormais être pilotés pour absorber le surplus de production photovoltaïque, entre 11h et 15h.

Des expérimentations sont également menées pour étendre le gisement de stockage "power to heat". Dans le cadre du projet Premio démarré en Provence-Alpes-Côte d'Azur en 2009, EDF et le pôle de compétitivité Cap Energie ont testé le potentiel du stockage d'eau chaude pour réguler le fonctionnement des pompes à chaleur. Il s'agit de charger le ballon d'eau chaude pendant les périodes creuses, pour qu'il prenne le relais d'une pompe à chaleur, arrêtée pendant les pointes de consommation (60 minutes en moyenne). La chaleur du ballon est injectée au circuit de chauffage et permet de maintenir la température dans le logement.

Avantage de ces solutions : un moindre coût, malgré l'installation d'un volume de stockage d'eau chaude plus important. Les appareils et la maison doivent également être dotés de systèmes domotiques, afin d'être pilotés à distance. Des réflexions sont également menées pour évaluer le potentiel du power to heat appliqué aux systèmes de chauffage à inertie, de chauffage bi-énergie (fonctionnant à l'électricité en période creuse) ou même au froid.

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Véhicules électriques : des échanges bidirectionnels

Le déploiement annoncé d'une large flotte de véhicules électriques suscite également un intérêt pour le stockage. En effet, une voiture n'est utilisée que 5% de son temps de vie et les trajets quotidiens ne devraient pas représenter plus de 20% de la capacité de sa batterie. Avec un parc de deux millions de véhicules électriques, la capacité de stockage représenterait 10 GWh.

Cette solution suppose cependant une gestion intelligente de temps de charge et d'injection sur le réseau. Pour que ce pilotage soit performant, un opérateur extérieur doit intervenir, et agréger les capacités d'une flotte de véhicules électriques. La charge pourrait ainsi être optimisée la nuit au domicile (heures creuses) ou la journée, sur le lieu de travail, pour absorber la production renouvelable.

Des projets étudient également le potentiel de stockage embarqué. Renault a ainsi piloté, en 2011-2012, le programme Velcri, visant à tester des bornes de recharge bidirectionnelles. Dans ce système, le véhicule se recharge en heures creuses et peut alimenter un bâtiment en heures pleines.

Stockage de l'électricité photovoltaïque : favoriser l'autoconsommation

Enfin, certains systèmes photovoltaïques disposent d'un stockage intégré (plomb, lithium-ion, lithium-titane…). Si en France, ces solutions restent marginales, limitées surtout aux sites isolés, en Allemagne, les offres se sont multipliées, après que le gouvernement ait fait le choix de subventionner ces systèmes pour soulager le réseau et limiter les moyens de production de pointe.

En Corse, le projet Sol-ion, mené par Saft, Tenesol et l'Institut national de l'énergie solaire (Ines), a permis de démontrer qu'avec une installation photovoltaïque dotée d'une batterie, il était possible de faire passer la part d'autoconsommation dans la consommation annuelle d'une maison de 30 à 60%.

Outre d'augmenter le taux d'autoconsommation, celle solution permet également d'éviter l'injection d'un surplus d'électricité sur le réseau, au moment où la demande est faible. En Allemagne, le développement du stockage individuel pour le photovoltaïque aurait également permis de réduire les appels de puissance aux heures de pointe. Cependant, notent l'Ademe et l'Atee, ce système est coûteux, alors même que le potentiel identifié est de 1 à 2 GW, soit équivalent à "celui estimé pour le pilotage de la demande électrique pour les chauffe-eau".

Certains projets visent l'autoconsommation totale de l'électricité photovoltaïque. En Autriche, la société Fronius a développé dans une maison pilote (60 m² de panneaux pour 170 m² habitables), deux systèmes de stockage : court-terme (10 kWh de capacité) et long terme (1.200 kWh de capacité). Ainsi, la surproduction estivale est stockée dans un réservoir hydrogène. "Durant l'hiver, l'hydrogène stocké est reconverti en courant grâce à la fonction pile à combustible (…). La chaleur générée par les process de conversion est récupérée dans un ballon d'eau chaude pour un usage sanitaire ou chauffage d'appoint". Le coût de ce système doit cependant être abaissé afin de pouvoir le déployer à grande échelle.

Sophie Fabrégat