En 2015, plus de 1.350 MW de stockage ont été installés à travers le monde, et notamment aux Etats-Unis. "La France reste pour l'instant à l'écart du mouvement, à l'exception de l'Outre-mer où les projets devraient se multiplier", souligne le panorama 2016 des cleantech, présenté par Green univers et EY, le 7 avril. Un appel d'offres a en effet été lancé par les pouvoirs publics pour développer, dans les zones non interconnectées (ZNI), 50 MW de projets photovoltaïques avec stockage. "217 dossiers ont été reçus pour une puissance de 356 MW", précise le panorama. Dans ces zones, la problématique énergétique n'est pas la même qu'en métropole : le coût de production de l'électricité y est bien plus élevé et le réseau restreint, ce qui rend les solutions de stockage (1) plus attractives.

En France métropolitaine, ces technologies sont encore au stade expérimental, exception faite de l'alimentation des sites isolés. Les démonstrateurs testent la flexibilité du réseau, la mise en adéquation de la production et de la consommation, mais aussi les futurs services pour les producteurs afin de valoriser leur électricité au bon moment sur le marché spot. Si techniquement, les différentes technologies commencent à montrer leur potentiel, le modèle économique reste à trouver et les règles du jeu entre les différents acteurs restent à définir.

A Venteea, le stockage est partagé entre différents acteurs et services systèmes

C'est le cas par exemple à Vendeuvre, dans l'Aube, où le démonstrateur Venteea teste depuis juin 2015 la plus grande capacité de stockage d'électricité par batterie de France, aux pieds de deux parcs éoliens de 6 et 12 MW. Deux containers, remplis de batteries affichant une capacité totale de 2 MVA, permettent de tester douze services systèmes. Ici, l'idée est d'aller plus loin que le seul lissage de la production éolienne et son intégration sur les réseaux. Les différents partenaires de Venteea (2) veulent valider les possibilités d'usage qu'offre le stockage à différents acteurs : le transporteur, le distributeur, le producteur ou encore le consommateur. C'est là toute l'originalité du projet : associer des besoins différents autour d'une même capacité de stockage.

Celui-ci peut être notamment utilisé par le transporteur pour régler la fréquence ou résoudre des congestions. Pour le distributeur, il contribue au lissage de la pointe de consommation ou au réglage de tension. Le producteur peut quant à lui s'appuyer sur les batteries pour écrêter sa production, reporter l'injection sur le réseau et garantir une production à un moment T. "Ce que l'on peut dire aujourd'hui, c'est que ces différentes possibilités fonctionnent sur le plan technique et que différents services peuvent être combinés au même moment", souligne Didier Colin, responsable de Venteea.

Le système se base sur des prévisions de production et de consommation à 24h, qui vont permettre de définir le meilleur usage du stockage par pas d'une demi-heure tout au long de la journée. Le tout est réalisé de manière automatique, via un planificateur à distance. "Cela commence à tourner, se félicite Didier Colin. Le projet visait à valider techniquement ces différents usages du stockage, mais il reste à définir un modèle économique entre les acteurs. Au final, c'est le marché qui arbitrera entre les différents services systèmes". Venteea devrait être démonté en juin, mais pourrait être poursuivi ailleurs en France, afin d'approfondir ces premiers résultats.

Des applications très différentes à travers le monde

Ailleurs dans le monde, des projets sont déjà passés au stade commercial et répondent généralement à un seul, voire deux, services systèmes. Dans les îles Féroé, les batteries lithium-ion de 2,3 MW sont associées à un parc éolien de 12 MW et visent un lissage de la production. Le système assure également des services auxiliaires, comme le contrôle de fréquences. Cette province autonome du Danemark est, comme de nombreuses îles, très dépendante des importations en énergies fossiles. Le stockage est donc une solution pertinente d'un point de vue économique. Tout comme à El Hierro, une île des Canaries qui vise l'indépendance énergétique. Celle-ci a misé sur une station de transfert d'énergie par pompage (Step) pour absorber le surplus produit pas son parc éolien de 11,5 MW.

En Afrique, aux Etats-Unis, au Canada ou encore au Royaume-Uni, le stockage est utilisé dans des zones non connectées au réseau, ou alors dans des zones où le développement du réseau serait trop coûteux.

En revanche, dans le sud de Berlin, à Feldheim, le stockage contribue à la stabilité du réseau. Mise en service en septembre 2015, la batterie de 10 MW permet d'assurer la fréquence. Le principe : en cas de déséquilibre entre production et consommation, la batterie peut injecter ou délester de l'électricité sur le réseau, avec un temps de réponse très court, de 30 secondes. L'installation a coûté 12,8 M€ et est rémunérée en tant que capacité de réserve primaire. Aux Etats-Unis, c'est le gestionnaire de réseau PJM (Pennsylvania - New Jersey - Maryland) qui a installé 200 MW de capacités de stockage pour réguler la fréquence…