Si certaines technologies, comme les stations de transfert d'énergie par pompage (STEP), sont aujourd'hui matures, la plupart des technologies existantes nécessitent encore des améliorations afin de les rendre plus efficaces et compétitives. Des verrous technologiques et industriels restent à lever, afin d'abaisser leurs coûts (matériaux, installation, maintenance), augmenter leur rendement ou encore améliorer les performances des batteries. Les coûts d'investissement en stockage restent élevés aujourd'hui. Pour 1 kWh d'électricité stocké, les coûts opératoires se situeraient aux environs de 0,11 € pour les Step et 0,12 € pour les technologies de CAES installées, chiffre l'Ifpen. "Aujourd'hui et à court terme, ces coûts sont donc encore élevés en comparaison des coûts européens moyens de l'ordre de 0,05 à 0,07 € par kWh pour une centrale à gaz naturel ou au charbon". Mais ces coûts devraient diminuer au-delà de 2025-2030, grâce, notamment, au développement de nouveaux matériaux et procédés, souligne le CEA.

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Un déploiement à partir de 2020 ?

Ces technologies pourraient "arriver à maturité au moment où la prévalence des énergies intermittentes commencera à rendre leur usage indispensable", ajoute l'Ifpen. Des modèles doivent permettre de valoriser le stockage "face à la concurrence des moyens classiques de gestion des pointes, dont l'effacement et les cycles combinés à gaz, en prenant notamment en compte les investissements évités par la présence de moyens de stockage (moins de coupures, moins de perte sur les réseaux grâce à une consommation plus locale…)", souligne le CEA. Pour se développer et être "économiquement viable", le stockage d'énergie peut "compter, en partie, sur la volatilité des prix de l'électricité : il s'agit de stocker l'électricité au cours des périodes de l'année où elle est la moins chère pour la redistribuer lors des pics de consommation", ajoute-t-il.

"La plupart des analyses technico-économiques tablent sur un réel déploiement du stockage massif de l'énergie à l'horizon 2020-2025 notamment pour sa composante de régulation des énergies intermittentes", souligne Catherine Ponsot-Jacquin, responsable de la stratégie sur le stockage de l'énergie à l'Ifpen. Dans une étude publiée en novembre 2013, l'Ademe, l'Atee et la direction générale de la compétitivité de l'industrie et des services (DGCIS) estiment qu'en France métropolitaine, à l'horizon 2030, "les seuls stockages d'électricité de masse rentables sont les stations de transfert d'énergie par pompage, pour un gisement potentiel évalué entre 1 et 1,5 GW". En dehors de contextes locaux particuliers qui peuvent générer "des opportunités ponctuelles", le stockage d'électricité décentralisé ou diffus s'avère "la plupart du temps moins intéressant économiquement que des solutions de renforcement du réseau ou d'écrêtement de la production intermittente excédentaire", ajoute l'étude. Des stockages "très réactifs" (volants d'inertie, batteries) sont "prometteurs pour fournir des réserves de puissance mobilisable" en cas de déséquilibre du système électrique (réserves primaires).

Rachida Boughriet