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Expérimentations de stockage sur des réseaux de ligne très haute tension par RTE

Due à une forte augmentation des besoins en flexibilité du réseau d’ici 2030, avec les avantages et contraintes de l’essor des énergies à origine renouvelables, RTE, le gestionnaire du réseau de transport d’électricité très haute tension (THT) prévoit des expérimentations en France, de stockage sur les réseaux de ligne très haute tension d’après une annonce du 22 janvier dernier, pour identifier et déployer les flexibilités nécessaires.

RTE rappelle que, comme l’a montré son récent schéma décennal de développement du réseau, le système électrique peut absorber le développement des énergies renouvelables prévu par la Programmation Pluriannuelle de l’Energie (PPE, pour la période allant jusqu’en 2028) qui vient de s’ouvrir à la consultation publique. Pour le gestionnaire du réseau de transport, «le dimensionnement actuel du réseau électrique associé au déploiement des automates et du numérique permettra d’intégrer les nouveaux moyens de production au réseau électrique, à cette échéance.»

Néanmoins, RTE signale qu’au-delà de l’échéance de la PPE, il y a nécessité d’un recours accru à des flexibilités. Ainsi, «le recours accru au pilotage de la consommation, la mobilisation des différentes formes de stockage (diffuses ou de grand volume) et l’hydrogène, en fonction des scénarios d’évolution du mix énergétique» auront un rôle majeur à jouer.

Depuis 2017, RTE travaille ainsi sur une expérimentation de «ligne virtuelle», en recourant à un stockage d’électricité sur son réseau. Cette expérimentation, dénommée «Ringo» sur trois sites en France, devrait permettre de «tester le stockage des surplus ponctuels et locaux de production des énergies renouvelables (éolienne et solaire) ne pouvant pas être transportés par le réseau, et leur déstockage ailleurs, simultanément». Ce fonctionnement permet d’assurer une neutralité vis-à-vis du marché, RTE étant un acteur «neutre» sur le marché de l’électricité, ne pouvant tirer de bénéfices autres que pour l’équilibrage du système, d’un stockage, assimilé au regard de la législation européenne comme un «outil de production».

Ce système de stockage permet non seulement de stocker le courant provenant d’énergie renouvelable en surplus, à un point du réseau pour pouvoir, de manière simultanée, injecter du courant à un autre endroit sur le réseau afin de garantir l’alimentation. Ces initiatives permettront de réduire significativement les pertes de production d’électricité d’origine renouvelable et optimisera certaines lignes électriques dans le respect du schéma décennal de développement du réseau RTE.

Pour la mise en place de cette expérimentation, 3 sites ont été choisis : Vingeanne (en Côte d’Or) sera équipé par Nidec Asi d’une batterie de 12 MW, pour une capacité de stockage de installée de 37 MWh. Ensuite Bellac (en Haute-Vienne) qui sera équipé par Saft/Schneider d’uns solution de 30,8 MWh de capacité de stockage (10 MW) et Ventavon (dans les Hautes-Alpes) par Blue Solutions/Engie Solutions/SCLE INEO qui sera équipé d’une solution de stockage de 10 MW à partir de mars 2020 pour une mise en service en mars 2022. L’expérimentation durera trois ans, jusqu’en 2024/2025.

RTE a également publié le même jour une étude sur «la transition vers un hydrogène bas carbone», afin d’alimenter le débat public sur le déploiement de l’hydrogène bas carbone. Un document qui confirme l’intérêt du développement de l’hydrogène bas carbone pour réduire les émissions de gaz à effet de serre de l’économie française, notamment dans le secteur de l’industrie et celui des transports.

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