Édito : Expérimenter la flexibilité

Le statut de zone expérimentale de l’Outre-mer se confirme pour le stockage d’électricité d’origine renouvelable. Ségolène Royal a annoncé mi-juin le résultat d’un appel d’offres sur des solutions de solaire photovoltaïque avec stockage dans les zones non interconnectées . On retiendra que le prix moyen proposé par les 33 lauréats est de 204 €/MWh, soit deux fois moins que le précédent appel d’offres, et surtout moins cher que le prix moyen de production classique dans les ZNI (225 €/MWh). Le couplage EnR / stockage dans ces zones devient donc économiquement plus intéressant que les productions carbonées.

Il est à espérer que cette baisse des coûts se poursuive afin que des solutions similaires soient développées en métropole. Un arrêté publié le 30 mai 2016 en application de l’article 199 de la loi de transition énergétique pour la croissance verte va dans ce sens en permettant l’expérimentation de solutions de flexibilité sur les réseaux de distribution d’électricité (Enedis et ELD), avec au moins un projet par zone de desserte. Même si les solutions proposées pourront englober ce qui touche directement à la consommation (effacement par exemple), ces démonstrateurs pourront concerner la mise en œuvre de nouvelles capacités de stockage couplées à des EnR électriques aléatoires.

La filière, par la voix du Club Stockage d’énergies ATEE, se satisfait de cette nouvelle possibilité qui lui est offerte. Ces projets doivent s’inscrire dans le cadre des schémas régionaux de raccordements au réseau des énergies renouvelables (S3RER) et seront préalablement analysés par les gestionnaires de réseau de distribution (GRD). Leur étude devra évaluer l’impact potentiel du service proposé sur les coûts d’investissements ou de gestion du réseau public. Or, comme le fait remarquer Patrick Canal, délégué du Club Stockage d’énergies ATEE, «pour proposer les implantations et les profils de fonctionnement de leurs systèmes les plus pertinents, les porteurs de projets devront disposer d’informations préalables en provenance des GRD relatives à l’état et aux besoins du réseau localement. Or, aujourd’hui, ces informations sont peu disponibles. Il sera donc nécessaire que la DGEC, la CRE et les acteurs concernés soient vigilants sur l’accès à ces informations.» Un rapport public devra au final établir les impacts économiques et financiers des expérimentations, pour chaque zone de desserte.

LIEN(S) : Article paru dans la revue ENERGIE PLUS n°569 du 1er juillet 2016

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