De par leur éloignement des réseaux électriques continentaux et transnationaux et du développement des ENR sur leurs sols, les zones riches en vent et/ou en soleil que sont les zones insulaires ont été les premières à réfléchir à la sécurisation de leur réseau électrique.

La Guadeloupe a ainsi fait il y a quelques mois la une de la presse francophone : le 30 juin 2016 sur l’île de Marie-Galante a été inauguré le Parc éolien de Petite Place, 1ère centrale éolienne en milieu insulaire combinée à du stockage. Ce parc du Groupe français Quadran, composé de 9 éoliennes rabattables de la marque également française qu’est Vergnet, totalise une puissance de 2,5 MW et assure la consommation électrique de 3 300 habitants. La production est sécurisée par un système de stockage Saft Lithium-Ion de 460 kWh (Saft racheté par le groupe français Total). Le parc permettra de sécuriser l’approvisionnement de l’île en optimisant ses unités d’ENR (déjà 12 parcs éoliens en Guadeloupe) par le gommage de leur intermittence, tout cela en restant 100 % français…quel bel exemple de performance pour l'énergie éolienne !

En réalité des précédents ont eu lieu en France : VENTEEA et Vendée Grid sont les deux premiers projets associant parcs éoliens et stockage en métropole. VENTEEA dans l’Aube associe deux parcs éoliens totalisant 40 MW et une batterie Li-Ion de 2 MW depuis juin 2015 et Vendée Grid compte plusieurs installations ENR, dont 4 parcs éoliens.
’exemple insulaire est intéressant en tant que test puisque les réseaux électriques peuvent accepter l’intermittence des ENR jusqu’à 30% ; au-delà, le stockage devient incontournable pour réduire les contraintes sur l’équilibre offre/demande. La poussée des ENR dans le monde pose donc nécessairement la question du stockage, dans l’environnement plus large des réseaux électriques communiquant intelligents (smartgrids). En France, la PPE induit cette question au regard d’un objectif 2030 fixé à 40% d’ENR dans la part de production électrique … Et avec un objectif éolien de 41 à 45 GW en 2030, la filière éolienne peut légitimement s’interroger, et offrir une réponse aux besoins de flexibilités en tant qu’unité de production.

Les services pouvant être rendus au réseau sont multiples pour les producteurs/stockeurs (lissage de charge, écrêtage pic, arbitrage prix, stabilisation voire amélioration de la qualité de l’alimentation, optimisation de la puissance souscrite, gestion des congestions réseau, régulation de fréquence, secours). Les avantages pour les acteurs de toute la chaîne électrique sont aussi là, des producteurs aux consommateurs, en passant par les territoires et les industries. D’où la question du niveau adéquat de localisation des systèmes de stockage. Beaucoup de paramètres actuels poussent à penser que l’échelle décentralisée, au niveau des postes-sources, semble cohérente.
De très nombreuses solutions techniques existent, adaptées chacune à des besoins spécifiques ; celles sortant aujourd’hui leur carte du jeu sont l’hydrogène et les batteries, en particulier lithium-Ion, qui sont aujourd’hui sous le feu des projecteurs, ainsi que le stockage par air comprimé et les volants d’inertie. Les solutions hydrogène et lithium-ion sont en effet aujourd’hui boostées par la recherche et l’évolution des prix dans un secteur automobile tourné vers ces deux systèmes de stockage.

Face à l’avancée frénétique des avancées technologiques en la matière, les cadres réglementaires et économiques doivent se mettre au pas. Les premiers cadrages réglementaires français ont commencé à faire une place au stockage à partir de 2010, mais c’est en 2015 qu’un vrai virage a été pris, sous l’impulsion de la CRE, suivi du CESE, en y associant des recommandations incitatives d’ordre économique et une demande de retours des expérimentateurs sur les aspects techniques et financiers.

Ces organismes français poussent à une évolution du réseau électrique en prenant notamment pour exemple des pays pionniers en termes de stockage à l’échelle d’un pays : les Etats-Unis, avec un marché de capacités comprenant 14 états, et l’Allemagne font ainsi bonne figure, en disposant de cadres législatifs adaptés et des cadres financiers incitatifs par le biais de bonus/malus. Des parcs éoliens dans le monde sont d’ailleurs couplés à d’autres solutions de stockage (batterie Li-Ion en Allemagne et en Chine, STEP et volant d’inertie en Espagne, batterie sodium/soufre au Japon, hydrogène en Allemagne).

En termes économiques, les outils français identifiés sont le changement du TURPE (suppression double tarification producteur/utilisateur) et la rémunération des services rendus au réseau concomitamment à une baisse forte des prix des systèmes de stockage (à titre d’exemple, le prix des batteries, actuellement de 350 €/kWh, sera divisé par 3 d’ici 2020 alors que la densité énergétique sera multipliée par 1,5). Avec une valorisation de l’excédent de production intermittente évaluée actuellement entre 13 et 15 000 €/MW/an, de rémunération capacitaire (période d’ultra-pointe pendant les phases de grand froid, évitant le démarrage de turbines à combustion) comprise entre 45 à 55 000 €/MW/an et de valorisation des arbitrages économiques entre 6 à 40 000 €/MW/an, la filière éolienne peut tirer son épingle du jeu. Un prix des émissions CO2 minimal de 20 € /tonne finirait de propulser pour longtemps le secteur.

Les acteurs décentralisés du territoire français ont toutefois d’ores et déjà compris l’intérêt de débuter dès à présent les expérimentations et ont emboîté le pas au régulateur : des boucles énergétiques locales associant du stockage sont en train d’être testées par un certain nombre de ces acteurs locaux (conseils régionaux, agglomérations, syndicats départementaux) à des échelles territoriales diverses. Le réseau SMILE en régions Bretagne et Pays de Loire, impulsé par les appels à manifestation d’intérêt de l’ADEME, en est un parfait exemple. A savoir que d’ici 2020, pas moins de 100 MW de stockage sont prévus en France, hors STEP.

L’actualité dans le secteur devient donc brûlante : au 1er semestre 2017, la CRE a prévu une consultation des acteurs du stockage sur les leviers à mettre en place. A l’image du parc éolien de Petite Place, la France souhaite se positionner dans la maîtrise de toute la chaîne de développement des ENR et de leurs outils d’intégration réseau. En attendant, et pour la première fois, FEE a présenté publiquement la place qu’elle souhaite prendre au sein des smartgrids en intervenant au Salon BePositive de Lyon, le 9 mars 2017, sur les connexions entre les territoires, l’éolien et le stockage. »