Pour mieux gérer l'équilibre entre l'offre et la demande en énergie, trois solutions sont envisagées : augmenter les interconnexions, gérer la demande et développer le stockage massif d'électricité.

La société de conseil ALCIMED dresse un état des lieux de la troisième solution, à la fois en termes de technologies et de potentiel de développement.

L'équilibre entre les moyens de production d'électricité et la demande consommateurs devient de plus en plus fragile. Les Etats-Unis par exemple sont soumis à de fréquentes coupures de courant à cause de la mauvaise qualité du réseau. Plus proche, les régions Bretagne et PACA connaissent de façon récurrente des difficultés pour répondre à leurs besoins en électricité pendant les périodes de pointe faute d'interconnexions de qualité avec le réseau national. Dans le cas des zones insulaires, l'équilibre entre production et consommation est évidemment encore plus critique.

Dans le même temps, la gestion du réseau électrique devient de plus en plus complexe. Par exemple, le développement des énergies renouvelables comme l'éolien ou le photovoltaïque ont en effet ajouté de nouvelles contraintes de part leur caractère intermittent et décentralisé de la production d'électricité.

Trois technologies pour stocker massivement l'électricité

Pour apporter de la flexibilité et gérer les problèmes de pointe et d'intégration des énergies renouvelables sur le réseau, le stockage massif d'électricité apparaît comme une solution intéressante. A ce jour, trois technologies de stockage sont utilisées : les stations de transfert d'énergie par pompage (STEP), les cavités sous-terraines (CAES), et les batteries NaS.

Les stations de transfert d'énergie par pompage (STEP) représentent 99% des capacités de stockage massif déployées dans le monde. Elles cumulent environ 120 GW (à comparer aux plus de 4000 GW de capacités de génération installées dans le monde) et couvrent entre autres les besoins en période de pointe. Ces stations sont des installations hydroélectriques qui puisent de l'eau dans un bassin inférieur aux heures creuses afin de remplir une retenue en amont ; l'eau est ensuite relâchée quand nécessaire, entraînant des turbines qui produisent de l'électricité. Même si les STEP requièrent des conditions géographiques spécifiques et ne peuvent donc pas être implantées n'importe où, de nouvelles installations ou augmentations de capacités existantes sont prévues dans le monde. Cette technologie continuera à représenter l'essentiel des capacités de stockage installées à l'horizon 2020, qui pourraient tourner autour de 150 GW.

Les cavités sous-terraines (CAES) stockent l'électricité produite sous forme d'air comprimé. Elles exigent elles aussi des géographiques spécifiques (dans des cavités, salines par exemple).Il existe actuellement deux installations : une en Allemagne, l'autre aux Etats-Unis, représentant au total 500 MW. Toutefois, le rendement de cette première génération d'installations n'est pas satisfaisant et les acteurs travaillent sur une deuxième génération : le CAES adiabatique. Un développement important reste néanmoins attendu, surtout aux Etats-Unis, avec une capacité installée totale portée à 7 GW en 2020.

La troisième technologie, les batteries NaS, est de plus en plus présente sur le marché depuis quelques années avec un fournisseur principal : NGK. Ces batteries ont l'avantage de ne pas dépendre des conditions géographiques ; et elles sont aussi bien adaptées pour intégrer les énergies renouvelables car elles peuvent suivre des cycles “charge – décharge” rapides pour lisser les fluctuations des énergies intermittentes.

« Des installations de batteries NaS de capacités assez importantes commencent à voir le jour, comme l'illustre l'installation de 30 MW au Japon. Cependant, le coût est encore trop élevé pour envisager un développement de masse », analyse Cécile Pairin, Responsable de Missions au sein de l'activité Energie chez ALCIMED.

Des stratégies de développement différentes selon les régions du monde

Au-delà du besoin en nouvelles technologies, toutes les régions du monde n'ont pas encore fait le choix d'encourager le développement du marché du stockage massif de l'électricité.

Aux Etats-Unis, la situation devient de plus en plus favorable au stockage. Suite à l'adoption d'une loi en Californie, la « Energy Storage Bill AB 2514 », une commission fixe aux électriciens des objectifs d'installations de systèmes de stockage. Par ailleurs, le DOE finance de nombreux de ces projets, notamment des CAES.

En revanche, en Europe, même si un groupe de travail a été créé au niveau de la Commission européenne pour réfléchir au stockage massif de l'électricité, aucune orientation précise et concrète en sa faveur n'a encore été prise. Et aucune mesure réglementaire n'incite à développer le stockage : le prix de l'électricité stockée reste le même que celui de l'électricité non stockée. De plus, l'absence de business model définissant clairement qui sont les propriétaires et les utilisateurs des systèmes de stockage freine son développement dans un marché mêlant acteurs régulés et dérégulés. A l'exception de certaines zones, insulaires notamment, l'équilibre du réseau n'apparaît ainsi pas encore comme une question urgente en Europe, qui a un réseau de qualité et plutôt bien interconnecté.

« Il semble que la gestion des pointes de consommation et l'objectif de 20% d'énergies renouvelables à horizon 2020 pourraient se faire sans système de stockage supplémentaire. L'Europe semble d'ailleurs plutôt s'orienter vers l'augmentation des interconnexions », souligne Cécile Pairin.

Enfin, certaines zones insulaires comme la Réunion s'orientent vers de la production “verte” d'électricité - à partir de biomasse – plutôt que vers une augmentation de la part de la production d'énergie intermittente couplée à du stockage, principalement par manque de technologies de stockage adaptées à leurs besoins.

« Le stockage a sans doute plus de chance de se développer dans un contexte de développement des “microgrids” autonomes énergétiquement que dans un réseau interconnecté », conclut Jean-Philippe Tridant Bel, Responsable de l'activité Energie d'ALCIMED.