GuidEnR > Le stockage stationnaire d’électricité  
LE BLOG GUIDENR
Conseils pratiques

 

 Actualités :  


LES CLES DU DIMENSIONNEMENT

Ouvrages en commande
Photovoltaïque autonome

Photovoltaïque raccordé au réseau




Le stockage stationnaire d’électricité


L’évolution des réseaux électriques avec l’intégration croissante d’énergies renouvelables intermittentes (éolien et solaire essentiellement), le développement de nouveaux usages comme le véhicule hybride ou électrique et l’introduction d’un pilotage des réseaux (demand/response) qui fera massivement appel aux technologies de l’information, ainsi que l’avènement dans les marchés de l’électricité de marchés de capacités, pourrait - voire devrait - se traduire par un fort développement du stockage stationnaire de l’électricité, pour différents usages, à différentes échelles de capacités et donc avec des technologies potentiellement très variées.

D’ores et déjà, en milieu insulaire, et en présence de taux élevé de pénétration d’énergies renouvelables intermittentes (solaire ou éolien), le stockage de l’énergie électrique est une composante importante de la stabilité du réseau et devient très vite économiquement rentable compte tenu des prix de revient locaux de l’électricité.



Les principaux usages du stockage envisagés au service des réseaux


=> Lissage des pointes par les responsables d’équilibre
C’est la principale application actuelle. Sur le continent, les puissances adaptées à ce type d’usage sont dans la gamme de 100 MW à 1 GW, pour des durées de charge/décharge de plusieurs heures. Il s’agit essentiellement de stations de pompages turbinages (STEP), et d’air comprimé (CAES), qui sont les moyens les moins coûteux.

Au-delà de la concurrence des cycles combinés gaz, le stockage se trouve bien entendu en concurrence lors des pointes avec les possibilités d’effacement de la consommation d’électricité en industrie ou d’effacement diffus dans le secteur résidentiel-tertiaire, option qui sera offerte par les smart grids.

=> Intégration des sources EnR intermittentes
Cette application plus récente requiert de fortes puissances (de 100 kW à 50 MW) qui sont à dimensionner en fonction de l’équipement de production, ou du site à alimenter (selon qu’il doit fonctionner de manière plus ou moins autonome). Ce type de stockage nécessite une très bonne tenue en cyclage, une grande réactivité, de bons rendements, et doit assurer des durées de décharge de quelques minutes à quelques heures. Les technologies adaptées à cet usage sont nombreuses et n’ont pas toutes atteint le même niveau de maturité. Là encore, les STEP et les CAES apparaissent comme les moyens les plus économiques. On peut également citer les batteries, dont les batteries Li-ion, Zebra, Na/S, les redox-flow, certaines batteries au Pb, voire, dans un autre registre, la production d’hydrogène.

=> Stabilisation en fréquence/puissance
Le stockage est ici un outil au service des responsables d’équilibre du réseau face aux aléas, notamment ceux dus aux variations brutales des sources renouvelables fortes puissances (1-100 MW), excellente tenue au cyclage – des dizaines de milliers de cycles -, grande réactivité pour encaisser des durées de charge/décharge courtes : de quelques secondes à quelques dizaines de minutes. Parmi les technologies répondant à ce cahier des charges on trouve : certaines batteries et super-capacités, les volants d’inertie, les bobines supraconductrices (SMES).

=> Stockage délocalisé
Les stockages développés pour les sites isolés entrent notamment dans cette catégorie. Le stockage peut être conçu de façon à pallier un réseau de mauvaise qualité (dans certaines parties du monde), ou - comme en Allemagne - pour promouvoir l’autoconsommation lorsqu’il est associé à des installations photovoltaïques ou éoliennes de petites dimensions (toits, par exemple). Il peut aussi s’agir d’un MW, pour des durées de décharge de moins d’une heure à quelques heures, ces stockages potentiellement très diffus pourraient à l’avenir être traités de façon agrégée par un opérateur de service et intervenir également sur le réseau. C’est un vaste marché potentiel, qui concerne majoritairement les batteries : Na/S, Zebra, Liion, plomb, les redox-flow, etc.

Marché du stockage stationnaire


Aujourd’hui, les stockages les plus répandus sont les STEP, suivies par les CAES, qui sont les technologies les moins chères. Ils n’ont cependant pu se développer que dans les pays qui présentent des sites adaptés (barrages de retenue ou cavités souterraines). Les pays ne bénéficiant pas de ces conditions favorables s’orientent vers des CAES de surface et du stockage électrochimique (Na/S, redox-flow, Li-ion, etc.). Les marchés les plus dynamiques sont l’Asie (Chine, Corée du Sud, Inde), notamment pour les STEP, ainsi que les États-Unis suite à l’établissement de nouvelles régulations sur le stockage d’énergie, et les pays montagneux d’Europe (à l’exemple de la Suisse).

En 2010, le marché mondial était compris entre 1,5 à 4,5 milliards de dollars, largement dominé par les STEP, et de 400 à 600 millions de dollars pour les batteries, super-capacités et volants d’inertie. Les projections pour 2020 sont comprises entre 16 et 35 milliards de dollars pour de nouvelles capacités installées (de 7 à 14 GW par an).

Pour pallier les intermittences de l’éolien, l’AIE prévoit le développement des capacités de stockage mondial qui passerait de 100 GW actuellement à 200 GW en 2050 si le taux d’insertion de l’éolien était de 15 %, voire 300 GW pour 30 % d’éolien. En Europe, le besoin de stockage d’ici 2050 serait de 60 GW pour 15 % de taux d’éolien à 100 GW pour 30 % d’éolien.

Le marché du stockage diffus est difficile à évaluer et dépend largement à la fois du coût de l’investissement en batteries et des incitations politiques ou économiques locales. L’Energy Power Research Institute (EPRI), institut de recherches américain, évaluait à 50 GW le marché du stockage diffus aux États-Unis. Selon Pike Research, les installations photovoltaïques (PV) résidentielles pourraient représenter 3 GW en 2020 aux États-Unis et si le stockage pénétrait 10 % seulement de ce marché avec des batteries Li-ion à $345/kW, cela représenterait donc une opportunité de 100 millions de dollars.

Sans oublier que le marché du stationnaire c’est aussi aujourd’hui - et ce sera demain - une grande quantité de batteries (au plomb actuellement) pour la sécurisation des installations (UPS : Uninterrupted Power Systems).

Valorisation économique du stockage


Les différentes applications possibles du stockage en soutien à la gestion du réseau ont été exposées précédemment. De façon générale, l’EPRI a montré que l’intérêt économique d’un système de stockage augmentait si son utilisation pouvait viser plusieurs usages : par exemple, l’intégration des EnR (lissage des variations brutales de puissance) et soutien à la qualité du réseau (tension/fréquence). Cela pourrait à terme favoriser le développement de certaines technologies par rapport à d’autres. Cela signifie également que ces stockages doivent être pilotés en étroite relation avec les responsables d’équilibre.

Par ailleurs, les coûts d’investissement en stockage restent élevés aujourd’hui – même si ces coûts doivent diminuer dans les vingt ans à venir. Une réflexion serait donc à mener sur les modèles d’affaires qui permettraient de valoriser le stockage face à la concurrence des moyens classiques de gestion des pointes, comme l’effacement et les cycles combinés gaz, et ce d’une part en fonction du type de régulation (modèle régulé versus non régulé et leurs acteurs respectifs) et d’autre part en prenant en compte, c’est-à-dire en valorisant, les investissements évités par la présence de ces stockages (moins de black-out, moins d’investissement dans de nouvelles infrastructures, moins de pertes sur les réseaux par une consommation plus locale, etc.).

Il est à noter que la valorisation de l’effacement pose des questions semblables à celles du stockage : dans les deux cas, de nouveaux modes réglementaires peuvent apporter des éléments de réponse, à commencer par la mise en place des marchés de capacité et des tarifs variables dans la journée.

Capacité mondiale installée pour le stockage d’évaluation
Capacité mondiale installée pour le stockage d’évaluation


Les principales technologies et leurs perspectives de développement


=> Le stockage hydraulique
Le principe de fonctionnement des stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) est simple : pendant les heures creuses, de l’électricité est utilisée pour pomper de l’eau d’une retenue inférieure vers un lac de retenue à plus haute altitude. Pendant les heures de pointe, l’eau, en descendant du lac supérieur vers le niveau inférieur, actionne des turbines reliées à des alternateurs, produisant ainsi de l’électricité. En France, ces stations sont majoritairement localisées dans les Alpes et les Pyrénées, pour une puissance installée de 4,3 GW et une production annuelle de l’ordre de 6 TWh. On peut également compter sur la production d’usines de type « éclusée » (4,2 GW) en stockage journalier (les durées de remplissage variant entre 2 et 400 heures) ou encore celle des usines de lac de barrage (9,1 GW), pour un stockage sur une période beaucoup plus longue (les durées de remplissage étant supérieures à 400 heures).

Les STEP sont une technologie de stockage éprouvée, fiable, de bon rendement (jusqu’à 80 %) et peu coûteuse, ce qui leur permet d’être économiquement intéressantes par rapport au cycle combiné à gaz en ces périodes d’énergie fossile chère. Toutefois, leur développement est limité par la disponibilité de sites au relief adapté, c’est-à-dire présentant des dénivelés naturels suffisants. En Europe, plus de 10 GW de construction de STEP sont prévus (Allemagne, Espagne, Autriche, Portugal). En France, le potentiel de développement de STEP supplémentaires serait supérieur à 3 GW, ce qui n’est pas négligeable.

Les progrès possibles concernent :
  • la construction de STEP souterraines et de STEP en bord de mer (installation d’Okinawa au Japon) afin de pallier le manque de sites adaptés ;
  • le recours à des turbines à vitesse variable permettrait d’obtenir un rendement optimal dans les deux sens : turbinage et pompage.
Parmi les grands fournisseurs, on compte Alstom, Siemens et ABB.

=> Le stockage à air comprimé ou CAES
Le principe consiste à comprimer l’air au moyen d’un compresseur électrique puis de stocker l’air comprimé dans des cavités souterraines, généralement des mines de sel. Sur appel du gestionnaire de réseau, l’air est détendu et son passage dans une turbine permet de convertir l’énergie stockée en électricité. La localisation des CAES est donc le plus souvent déterminée par la présence de cavités souterraines de stockage. Des développements se font également en stockage de surface.

Il n’existe pas de stockage de ce type en France et le seul cas en Europe est la centrale de 290 MW à Huntorf en Allemagne, construite en 1978. Un site se trouve en Alabama, un autre est en construction dans l’Ohio (300 MW). Il s’agit d’une technologie à faible taux de risque, d’un rendement de 50 % qui peut être amélioré par stockage/restitution de la chaleur lors des cycles de compression de l’air.

Parmi les projets destinés à faire progresser cette technologie, on peut citer l’« Advanced Adiabatic CAES », système dont l’efficacité est améliorée en récupérant la chaleur de l’air en entrée du stockage pour la réinjecter lors de l’expansion du gaz dans la turbine. L’avantage de cette technologie serait de ne pas consommer de gaz naturel et donc d’être totalement décarbonée. Ce projet est financé par la Commission européenne. Des projets de l’Agence nationale de la recherche visent également ces développements en France.

Le coût moyen actualisé du kWh stocké, difficile à estimer étant donné qu’il n’y a aujourd’hui que deux sites en fonctionnement, serait proche de celui des STEP et par conséquent, le CAES est également directement concurrent des cycles combinés au gaz pour répondre aux pointes électriques.

Les constructeurs sont Siemens, Alstom, General Electric.

Il est également possible de stocker l’air comprimé dans des conteneurs de surface, plus coûteux en investissement (environ 15 % de plus) que les cavités mais l’impact sur le coût complet de l’énergie stockée reste faible. En plus des voies de progrès susmentionnées, on peut citer le stockage hydropneumatique d’énergie (HyPES, Hydro-pneumatic Energy Storage) qui permet d’améliorer significativement l’efficacité de ce type de stockage et constitue une alternative plus pratique car de taille adaptable et indépendante des contraintes topologiques et géographiques. Le principe consiste à mettre sous pression un gaz (air, azote, etc.) à l’aide d’un moteurpompe hydraulique et d’un fluide (huile ou eau) isolé ou non du gaz. L’électricité est produite par l’intermédiaire d’un train de turbinage comprenant une génératrice électrique et un moteur hydraulique.

=> Les batteries électrochimiques
Les batteries électrochimiques génèrent du courant par conversion de l’énergie chimique en énergie électrique de manière réversible (réaction chimique d’oxydoréduction). Le principe physique de stockage, le choix des matériaux et leur bonne association définissent les paramètres clés de la batterie, notamment en termes de densité d’énergie, de densité de puissance, de durée de vie et de cyclabilité (nombres de charge et décharge), de sécurité et de coût.

Les batteries Redox-flow


Les batteries redox-flow (vanadium, Zn/B, etc.) sont des technologies assez sûres du fait de leur faible densité d’énergie, avec de bons rendements (65-75 %) et une bonne durée de vie annoncée (supérieure à 10 000 cycles). Des installations allant de 200 kW à quelques MWh existent dans le monde avec toutefois un retour d’expérience limité.

Les marges de progrès visent :
  • la réduction des coûts par effet d’échelle ;
  • l’optimisation de la gestion du système dans son couplage avec les EnR ou le réseau ;
  • l’augmentation de la durée de vie des composants critiques, en particulier les membranes.
Parmi les industriels concernés, on peut citer pour la redox-flow vanadium : CellStrom, Cellenium, Ashlawn Energy, Prudent Energy en Chine, et pour la redox-flow Zn/Br : ZBB, Premium Power.

Les batteries Na/S


Il s’agit d’une technologie fiable (plus de 4 000 cycles), à faible impact environnemental (mais présence de polysulfides), fonctionnant à 350 °C et d’une sûreté à évaluer. Son coût est encore élevé (environ 2 500 €/kW pour les systèmes de 1 MW-6 MWh) car c’est une technologie en phase de déploiement. On peut estimer qu’il diminuera par effet d’échelle et en optimisant la gestion du système pour « effacer » l’intermittence de la source EnR.

La firme japonaise NGK possède un démonstrateur en fonctionnement depuis juillet 2010 à la Réunion : il permet de restituer une puissance de 1 MW pendant 7 heures.

Les batteries Na/MCl


Initialement connue sous le nom de Zebra, la batterie au sodium/chlorure de nickel est assemblée à partir de sel (NaCl) et de poudre de nickel et d’aluminium. Elle a été développée en premier lieu pour les applications automobiles (Th !nk, Berlingo de La Poste en 2010, etc.) mais est plus adaptée aux applications stationnaires.

L’avantage de cette technologie haute température réside dans son faible impact environnemental, sa fiabilité et son bon rendement pour peu qu’elle soit utilisée quotidiennement.

Parmi les industriels concernés, on peut citer l’entreprise italienne Fiamm SoNick et l’américain General Electric.

Les batteries au lithium (Li-ion, etc.)


Pour que ce marché devienne massif, les coûts de ces technologies doivent diminuer. La cible 2020-2030 du CEA pour les batteries Li-ion est de 200- 300 euros/kW pour 20 000 cycles, avec un objectif en 2030 du prix du kWh restitué à 7,5 centimes d’euro/kWh. Par ailleurs, les prix des batteries Li-ion baissent rapidement par effet d’échelle (30 % par an ces dernières années), baisse qui devrait se poursuivre avec la production massive de batteries pour les véhicules électriques et hybrides. Des progrès technologiques sont aussi attendus en termes de capacité (tension plus élevée), de gestion de la batterie (BMS, Battery Management System), etc.

Parmi les industriels concernés, on peut citer Saft (France), Byd (Chine), A123 (États- Unis).


=> Les bobines supraconductrices ou SMES
Les bobines supraconductrices ou SMES (Superconducting Magnetic Energy Storage), qui stockent l’électricité sous forme d’énergie magnétique, ont pour principaux avantages de fournir une réponse rapide et de disposer d’une grande efficacité de conversion de l’énergie (rendements de l’ordre de 90 %). Ces systèmes qui peuvent couvrir la gamme d’énergie de quelques MWh à quelques GWh permettent la stabilisation en fréquence ou en tension du réseau de façon ponctuelle (quelques minutes). Ils permettent aussi d’intervenir pendant plusieurs heures pour accommoder soit des variations de production (EnR), soit des variations de charge (pointes). Leur coût d’investissement reste élevé en raison du prix des matières premières utilisées et des coûts de cryogénie. Il varie selon les applications et l’énergie stockée. La technologie en est aujourd’hui au stade de la démonstration.

=> Les supercapacités ou supercondensateurs
Les supercapacités stockent de l’énergie sous forme électrostatique : elles sont capables de fournir ou d’absorber des puissances unitaires très élevées (densité de puissance de 5 000-10 000 W/kg) avec une constante de temps de quelques dizaines de secondes. Un autre avantage est que leur cyclabilité est quasi illimitée. En revanche, leur densité d’énergie est faible, donc les temps de décharge sont courts (de quelques secondes à quelques minutes), ce qui restreint leur champ d’application. Leur coût peut être réduit en augmentant la tension, c’est-à-dire en faisant évoluer les matériaux d’électrodes et électrolytes.

En France, on compte quatre acteurs principaux dans ce domaine : Saft, BatScap (société du groupe Bolloré), Hutchinson (filiale du groupe Total) et Dow Kokam (dont les principaux actionnaires sont le groupe Dassault et les compagnies américaines, The Dow Chemical Company et TK Advanced Battery).

=> Les volants d’inertie
Le principe du stockage dans un volant d’inertie ou FES (Flywheel Energy Storage) consiste en l’accumulation d’énergie cinétique dans un volant accouplé sur une même ligne d’arbre à une ou deux machines électriques tournantes, l’une étant un alternateur débitant sur un réseau secondaire, l’autre un moteur alimenté par un réseau électrique. C’est une technologie intéressante pour lisser les variations de production d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelables intermittentes (éolienne ou photovoltaïque) mais aussi en termes de régulation (fréquence, puissance instantanée) du réseau. Il s’agit d’un stockage de courte durée (inférieure à 1 heure), l’énergie stockée allant de 1 kWh à plusieurs centaines de kWh. La technologie est encore en phase de démonstration.

La production de petits systèmes à volant d’inertie augmente régulièrement, en parallèle avec la demande en UPS (système d’alimentation sans interruption). Ses intérêts majeurs sont un taux de maintenance très faible et un très bon rendement de conversion. En revanche, le taux d’autodécharge est élevé. Ce système est aussi testé dans le domaine du transport sur rails.

En France, les entreprises Alstom, Sevil, Socomec, Ercteel travaillent sur cette technologie, de même que Thalès AES et EADS. Les acteurs étrangers sont : en Allemagne, Piller et Magnet Motors ; aux Pays-Bas, Centre for Concept in Mechatronics (CCM) ; au Canada, FESI ; aux États-Unis, Beacon Power, Sandia National Lab, Amber Kinetics Inc., Vycon, Regenerative Power and Motion, NASA.

=> Stockage d’électricité sous forme thermique
L’électricité peut également être stockée sous forme thermique (chaud ou froid) mais dans ce cas, elle n’est pas récupérée ultérieurement et l’énergie thermique stockée sera utilisée sans transformation pour couvrir des besoins de chaleur ou de rafraîchissement :
  • en ballon d’eau chaude (5 kWh pour produire 100 litres d’eau chaude sanitaire) ;
  • dans l’inertie des murs : par exemple chauffage à + 2-3 °C d’un bâtiment en anticipant l’heure de pointe pendant laquelle le chauffage pourra être coupé ; le chauffage représente environ 100 kWh/jour l’hiver par logement de 100 m2) ; l’inertie thermique des murs peut être améliorée à travers l’utilisation de matériaux à changement de phase ;
  • dans le froid (eau glacée) dans les zones réclamant de la climatisation.


=> Transformation de l’électricité en un autre vecteur : hydrogène
Une manière de stocker l’énergie électrique fatale (en provenance des énergies renouvelables ou d’autres moyens de production comme le nucléaire en heures creuses) est de la transformer en un autre vecteur énergétique, par exemple en produisant de l’hydrogène par électrolyse. L’hydrogène est ensuite facilement valorisable : en chimie, dans le réseau de gaz naturel, pour la production de carburants de synthèse, ou encore dans le cadre de la valorisation de CO2 (par coélectrolyse ou par chimie). L’hydrogène peut aussi être stocké pour utilisation ultérieure en pile à combustible par exemple pour des applications dans les transports, ou encore, mais avec un rendement très faible par rapport à d’autres modes de stockage, pour réinjection d’électricité dans le réseau. Seulement, une difficulté majeure est la rentabilité économique de ce type de système, pénalisé par les coûts encore élevés des électrolyseurs et des dispositifs de stockage : la rentabilité est loin d’être acquise aujourd’hui en comparaison des options existantes.

À titre d’exemple, E.ON investit dans une installation pilote au Nord-Est de l’Allemagne capable de produire par électrolyse 360 m3 d’hydrogène qui sera injecté dans le réseau de gaz.

L’hydrogène peut être produit par électrolyse à haute ou basse pression, à basse température (électrolyse alcaline ou PEM-proton exchange membrane) et, à long terme, par électrolyse à haute température, qui en est aujourd’hui au stade de la R & D. Selon les technologies, les rendements d’électrolyse varient de 50 % à 80 %. À titre d’exemple, Proton Energy commercialise aujourd’hui des électrolyseurs PEM d’un rendement de 52 %, une durée de vie de 10 000 heures, et un coût annoncé de l’hydrogène de 7 euros/kg.

Les fabricants ou développeurs d’électrolyseurs sont essentiellement des industriels et des PME : aux États-Unis, Proton Energy Systems ; au Canada, Hydrogenics ; en Norvège, Hydrogen Technologies (groupe Statoil); en Suisse, IHT ; en Allemagne, ELT, Siemens ; en France, CETH, Helion.

=> Caractéristiques des moyens de stockage et coûts d’investissement associés
Le tableau ci-après récapitule les différentes caractéristiques physiques des dispositifs de stockage (puissance, rendement, durée de vie) ainsi que les coûts d’investissement associés.

S’agissant du coût d’investissement, il faut souligner que celui-ci est particulièrement sensible à la puissance maximale d’accumulation, de déstockage et à la quantité maximale d’énergie stockée. Pour certaines technologies de stockage comme les STEP, les CAES, les batteries redox-flow, le stockage thermique, le coût total d’investissement comprend deux composantes :
  • une première proportionnelle à la puissance maximale du dispositif de stockage (euros/kW) ;
  • une seconde proportionnelle à la quantité d’énergie stockée (euros/kWh).


Caractéristiques et coûts d’investissement des principaux moyens de stockage d’électricité
Caractéristiques et coûts d’investissement des principaux moyens de stockage d’électricité


=> Autres développements devant accompagner le stockage
Le développement de ces modes de stockage stationnaire implique également les développements technologiques suivants :
  • électronique de puissance : besoin de composants et nouvelles architectures d’électronique de puissance, longue durée de vie, bas coûts, pour les nombreux convertisseurs AC/DC mais aussi DC/DC, ou autres… qui seront associés à ces stockages ;
  • contrôle-commande : chacun de ces dispositifs de stockages impliqués dans des systèmes et des applications spécifiques nécessitera le développement de logiciels de contrôle-commande adaptés pour optimiser son fonctionnement (rendement, prix de revient du kWh, etc.,) en fonction de la technologie et du cahier des charges de l’application.


Le cas particulier des systèmes insulaires et des quartiers « microgrid »


Le stockage d’électricité trouve déjà sa place en métropole, dans des démonstrateurs de nouveaux quartiers visant une certaine autonomie énergétique sur le principe d’un microgrid connecté au système électrique principal, en lien avec une gestion de la demande (effacement). Il trouve aussi sa place, de façon déjà économiquement rentable, dans des systèmes électriques insulaires, compte tenu du prix de revient de l’électricité dans ces régions (de 120 à 280 euros/MWh).

Dans les deux cas, l’objectif est d’assurer la stabilité du réseau face à une production EnR intermittente (éolien ou photovoltaïque), en association avec de l’effacement. Dans les îles, la part des EnR varie selon les territoires (valeurs 2009, à réévaluer) : Réunion : 36 % ; Guadeloupe : 12 % ; Martinique : 4 % ; Guyane : 67 % ; Corse : 26 %. La part d’EnR intermittentes est également variable d’un territoire à l’autre.

EDF SEI, direction d’EDF chargée des systèmes électriques insulaires, développe ainsi un savoir-faire important de gestion de réseaux de taille finie incluant différentes sources de production, dont des EnR intermittentes, de l’effacement et du stockage, comme la batterie Na/S de 1 MW à la Réunion. De fait, les collectivités des îles commencent à intégrer dans leurs schémas d’investissement le dimensionnement couplé des énergies renouvelables et du stockage nécessaires pour satisfaire à leurs besoins. Les appels d’offres de la CRE portant sur les installations photovoltaïques ou éoliennes vont dans le même sens.

Dans les pays en développement, les réseaux vont se développer à partir de sites éloignés les uns des autres (villages, petites villes) qui vont d’abord fonctionner de façon autonome (régime insulaire) ou quasi autonome (schéma du quartier microgrid) avec des énergies renouvelables, intermittentes et de base quand ils en disposent (cours d’eau, biomasse) et du stockage. Ces microgrids coalescent ensuite pour former un réseau à l’échelle national.

Les technologies développées et les retours d’expérience acquis sur les démonstrateurs de métropole – qui visent des coûts de stockage très faibles - ou sur les systèmes insulaires pour lesquels le pilotage offre/stockage/demande doit être très pointu en présence d’un fort taux d’EnR intermitttentes, pourront être valorisés dans de nombreux pays.

En Europe, le même mécanisme pourrait exister à partir de gros démonstrateurs « smart grids », par exemple au sein de nouveaux quartiers. De tels nouveaux quartiers pourront impliquer d’entrée de jeu :
  • des sources d’énergie renouvelable ;
  • du stockage ;
  • et une gestion locale (concept microgrid) de la production, du stockage, de la maîtrise de la consommation et de l’effacement.
Ces quartiers intégreront également des aspects de mobilité, notamment électrique. Au-delà des expériences conduites en milieu insulaire, on peut citer des exemples de démonstrateurs visant des quartiers comme NiceGrid (dans le cadre d’un projet européen) ou encore le projet IssyGrid d’Issy-les-Moulineaux en région parisienne. Ce quartier d’affaires de 160 000 m2, où évolueront 10 000 personnes et qui comportera également des logements Haute qualité environnementale (HQE) fonctionnera en micro-réseau, associant :
  • multi-sources : petit éolien, photovoltaïque, cogénération ;
  • multi-stockage : batteries, volant d’inertie ;
  • multi-charges : consommation des bureaux, infrastructures de recharge de véhicules électriques, éclairage public.
Les acteurs de ce projet sont Microsoft, Bouygues Immobilier, ETDE, Schneider Electric, Steria, ERDF, Alstom, Total et la Mairie d’Issy-les-Moulineaux.