Le marché du stockage stationnaire d'énergie amorce un démarrage en France métropolitaine. La désignation, le 25 février dernier, des lauréats des premiers appels d'offres de long terme (AOLT) pour le marché de capacité donne le feu vert à une dizaine de projets de stockage par batteries. Ces futurs projets s'ajouteront aux quelques mégawatts de stockage stationnaire déjà en service aujourd'hui.
Favorisé par la baisse rapide des coûts des batteries lithium-ion, le stockage d'électricité devrait, dans les dix années à venir, se faire une place dans la fourniture de services systèmes. Il pourrait également constituer une alternative au renforcement des réseaux, comme le montrent les expérimentations lancées récemment par RTE et Enedis. Mais pour l'heure, les premiers développements portent sur le réglage de fréquence, c'est-à-dire la réserve primaire.
D'un mégawatt à plusieurs dizaines de mégawatts
Sur les 377 MW de nouvelles capacités qui seront soutenues sur les périodes 2021-2027 et 2022-2028 après l'appel à projets AOLT, 253 MW sont des capacités de stockage. Des projets de petite et grande taille puisqu'ils vont de 1 MW de capacité certifiée à 75 MW pour le plus gros.
Parmi eux, deux projets de 30 MW chacun (24 MW certifiés) portés par le développeur RES. « Il s'agit de projets indépendants, c'est-à-dire non couplés à des parcs de production renouvelable et entièrement dédiés à l'équilibrage du réseau », explique Francisco Varela, responsable du stockage chez RES pour le marché français. Ces batteries vont pouvoir être appelées par le réseau pour stocker ou restituer de l'énergie, dans un laps de temps extrêmement court, « de l'ordre de la demi seconde ». Cette réactivité est un atout pour le stockage, quand la réserve doit être mobilisable en 30 secondes maximum.
Cependant, le modèle économique doit encore être trouvé. « L'appel d'offres AOLT est important car il nous apporte un signal de moyen terme en garantissant des revenus sur sept ans. Mais il n'apporte qu'un tiers des revenus, les deux tiers restants devront être trouvés sur le marché de la réserve primaire, que RTE organise quotidiennement. C'est la partie la plus risquée ».
Une concurrence qui fait baisser les prix
D'autant que les besoins en réserves sont faibles, de l'ordre de 500 à 600 MW. Et « l'ouverture à la concurrence de ce marché a fait baisser les prix, autour de 7 € le mégawatt aujourd'hui », indique Benjamin Huriet, directeur Ingénierie & Innovation de Boralex.
Le groupe a lancé, le 1er mars, sa première batterie (2 MW) issue du projet Venteea, dans l'Aube, sur le marché du réglage de fréquence. « Ce projet est pour nous un pilote. Aujourd'hui, le stockage est difficilement rentable avec les niveaux de rémunération de ce service », analyse le directeur. Le marché de capacité apporte un revenu supplémentaire, mais pas suffisant.
D'autres marchés de services systèmes devraient s'ouvrir dans les prochaines années : la réserve secondaire (autour de 1 000 MW de besoins), la gestion des congestions…
« La taille de notre batterie ne nous permettra pas de participer à d'autres services, estime Benjamin Huriet. Ce projet va avant tout nous permettre d'apprendre et de définir, d'ici la fin de l'année, si le marché du stockage en France métropolitaine a un intérêt pour notre modèle économique actuel ».
Des besoins de stockage localisés à l'avenir
RES fait de son côté le pari de capacités de plusieurs dizaines de mégawatts « afin de réaliser des économies d'échelles » et de se positionner sur différents marchés. « Une des clés des projets de batteries est de les rendre les plus flexibles possibles pour conjuguer différentes applications », analyse Francisco Varela. Réserves primaire, secondaire et tertiaire sont ciblées, mais pas seulement…
Les gestionnaires des réseaux RTE et Enedis expérimentent actuellement le recours au stockage pour éviter des investissements dans le réseau. Un premier projet a été lancé par Enedis en Corrèze pour sécuriser l'approvisionnement en électricité d'un village à l'aide d'un stockage et d'une centrale photovoltaïque.
RTE expérimentera, entre 2021 et 2024, une ligne virtuelle « Ringo », s'appuyant sur un système de stockage-déstockage simultané (1) (de 30 à 40 MWh) sur batteries de 10 à 12 MW. Les batteries seront positionnées à trois endroits du réseau, là où les lignes sont congestionnées et absorbent une forte proportion d'énergies renouvelables (Vingeanne, Côte d'Or ; Bellac, Haute-Vienne ; Ventavon, Hautes-Alpes). « À partir de 2024, les batteries seront exploitées par des tiers et pourraient rendre plusieurs services : services système fréquence, ajustement production/consommation, résolution de congestions, etc.», explique RTE.
Quid du stockage des surplus renouvelables ?
Le stockage par batterie peut également permettre d'écrêter la production d'électricité renouvelable, lors des pics de production ou de faible demande. « D'ici quatre ou cinq ans, un marché devrait émerger pour le solaire avec stockage, estime Francisco Varela de RES. Aux États-Unis, ce marché existe déjà car le fort développement du solaire a conduit à une chute des prix lors des pics de production ». Le stockage permet alors de revendre l'électricité à des heures plus rentables. La relative stabilité du profil de production photovoltaïque permet de dimensionner au mieux les batteries, sans nécessiter beaucoup de capacité. A l'inverse, « l'éolien, avec des profils de productions très variés et des coups de vents qui peuvent durer plusieurs jours, nécessite beaucoup plus de capacité de stockage. La batterie ne nous paraît pas être le vecteur le plus adapté », analyse l'expert de RES.
