Stockage de l'énergie : les marchés se dessinent pour les acteurs français

Les acteurs français du stockage se positionnent à l'international, où les besoins sont immédiats. En France, les débouchés sont plutôt à moyen et long terme et se retrouvent en compétition avec les autres solutions de flexibilité.

Dans le domaine du stockage, "il y a un important savoir-faire en France", avec des fabricants de batteries comme Saft ou Bolloré mais aussi des partenaires comme Schneider ou Total, soulignait David Marchal, chef de service adjoint Réseaux et énergies renouvelables à l'Ademe, lors d'une conférence BIP Enerpresse le 6 juin.

Alors que depuis plusieurs années, les études prospectives se multiplient pour identifier le potentiel de cette filière, les marchés se dessinent enfin. Moins en France qu'à l'international, du moins à court terme. A moyen et long terme, le stockage devrait davantage se développer sur le marché tricolore : "Nous avions estimé, dans une étude réalisée en 2012-2013, que le besoin de stockage en France était plutôt réduit, car notre système électrique est déjà flexible. Son potentiel économique était assez limité, explique David Marchal. Mais les coûts du stockage ont baissé, ces chiffres doivent être remis à jour". L'Ademe a travaillé sur une nouvelle évaluation socio-économique des smart grids. "Elle révèle des résultats nouveaux : les smart grids ont un sens économique à être développés d'ici 2030, à hauteur de quelque 10 GW, dont quelques gigawatts de batteries", précise l'expert.

Le stockage devra néanmoins prouver sa compétitivité par rapport aux autres solutions de flexibilité que sont l'effacement, le pilotage de la demande…

Les premiers marchés sont à l'export

Alors que la France bénéficie d'un réseau électrique qui maille l'ensemble du territoire, de nombreux pays en sont dépourvus, comme en Afrique, ou ont des sites dont le raccordement serait trop onéreux, comme l'Australie ou les Etats-Unis. C'est donc dans ces contextes que se situent les principaux marchés du stockage aujourd'hui.

"L'Afrique est le premier demandeur de stockage. (…) Les besoins se limitent souvent à 2 ou 3h au moment de la pointe de consommation vers 18h", confirme Olivier Colas, directeur du développement de Blue Solutions chez Bolloré. Comme de nombreux acteurs, le groupe se positionne donc sur ce marché, avec des solutions off grid pour l'électrification rurale ou les centrales hybrides autonomes. Neuf Blue zones ont été développées entre 2014 et 2015 en Afrique de l'Ouest. Ces microgrids sont équipés de panneaux solaires (de 70 à 140 kWc) et de solutions de stockage (de 90 à 360 kWc). "Nous avons installé plus de 5 MWh de stockage sur le continent, à travers une vingtaine d'installations, indique Olivier Colas. On en installe en moyenne une par mois".

Le groupe développe également un programme d'électrification rurale en Haute Guinée à la demande du gouvernement, dans 14 villages. "Le premier pilote devrait être mis en service fin 2017 à Baro. Mais reste à trouver un business model". Dans ces pays, le "pay-as-you-go" (PAYG) se développe fortement. Le principe ? Le consommateur achète des crédits de quelques kilowattheures sur son portable, comme il le ferait avec des recharges téléphoniques.

Bolloré porte également le projet, avec son partenaire Vivendi, de développer 50 salles de cinéma et/ou de concert sur le continent africain. Equipées de panneaux solaires et de batteries, elles seront totalement autonomes. Une dizaine de salles a déjà été construite.

Total se positionne davantage sur des centrales hybrides, en Afrique et en Australie notamment. Ces centrales combinent panneaux solaires, batteries et générateur gaz. "Nous ne sommes pas tout à fait prêts à fournir une solution 100% renouvelable pour les sites isolés", explique Julien Pouget, directeur Renewables du groupe.

Un temps plus long en France

En France, le stockage est d'ores et déjà développé afin d'assurer des services réseau (réserve primaire, régulation de fréquence…). Mais des technologies et des business models sont encore expérimentés. Ainsi, le gestionnaire du réseau de transport RTE porte un projet de lignes virtuelles (Ringo). Le gestionnaire du réseau de gaz GrTGaz va expérimenter le stockage d'énergies renouvelables par l'hydrogène et la méthanation, à travers le projet Jupiter 1000.

"Ce n'est pas un besoin immédiat en France, nous avons encore le temps d'apprendre, explique Sylvain Lemelletier, directeur du projet Power to gaz (GRT Gaz). En revanche, en Allemagne ou au Danemark, les projets foisonnent. Ils en ont besoin avant nous puisqu'ils sont en avance sur le développement des énergies renouvelables".

D'autres marchés pourraient se profiler pour le stockage stationnaire, avec le développement de l'autoconsommation. Mais alors que, dans certains pays comme l'Italie ou l'Allemagne, les solutions couplées photovoltaïque et stockage sont rentables, en France, le faible coût de l'électricité et la prime à l'autoconsommation ne permettent pas de couvrir l'investissement dans une batterie. Des projets se développent également pour donner, dans le résidentiel, une seconde vie aux batteries de voitures électriques. D'autres évaluent le potentiel du vehicle-to-grid, qui permettrait des échanges bi-directionnels entre la voiture et le réseau. Celle-ci se rechargerait en heures creuses et réinjecterait sur le réseau aux heures de pointe.

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