EDF Power Solutions décroche un premier projet de stockage d’énergie par batteries décentralisé en Allemagne

D’après pv magazine energy storage

EDF Power Solutions a remporté un projet de stockage d’énergie par batteries décentralisé en Allemagne. Il est destiné à réduire la congestion du réseau, tout en fournissant des services sur les marchés de gros et auxiliaires.

Attribué dans le cadre d’un appel d’offres pour la flexibilité lancé par le gestionnaire du réseau de transport allemand Amprion GmbH, ce projet marque le premier déploiement de batteries à l’échelle du réseau par la filiale énergies renouvelables du groupe français en Allemagne. Le système disposera d’une capacité totale de 250 MW et est conçu pour faciliter le transfert d’électricité des parcs éoliens et solaires du nord vers les centres de consommation du sud, contribuant ainsi à atténuer les déséquilibres et la congestion du réseau.

Cinq unités de stockage de 50 MW seront installées à des nœuds clés du réseau, afin d’optimiser les flux d’énergie. Les sites ont été choisis de manière à permettre leur utilisation par le gestionnaire du réseau de distribution LVN, ce qui renforce la rentabilité globale du système.

Boosters de réseau

Le « Grid Booster » sera construit à proximité des sous-stations existantes de Gersthofen, Irsingen, Memmingen, Oberottmarshausen et Vöhringen, et les cinq projets seront raccordés au réseau de distribution régional de 110 kilovolts de LVN. Amprion introduit un cas d’utilisation inédit pour ce type de projets en Allemagne : lorsque le booster de réseau n’est pas nécessaire à la stabilisation du réseau de transport, il peut servir à soulager le réseau électrique régional.

Contrairement aux batteries classiques de grande capacité, les boosters de réseau fonctionnent en injectant et en absorbant de l’énergie pour reproduire les flux sur les lignes de transport. Ils permettent ainsi de renforcer, voire de remplacer dans certains cas, l’infrastructure physique du réseau, offrant aux GRT un nouvel outil pour gérer la transition énergétique sans avoir à recourir immédiatement à des extensions de réseau coûteuses et chronophages.

Les GRT allemands ont régulièrement recours à des mesures de redéploiement – en réduisant la production dans certaines régions tout en l’augmentant ailleurs – pour éviter les surcharges du réseau. Ces interventions coûtent plusieurs milliards d’euros par an. L’extension du réseau prenant souvent de nombreuses années, les boosters de réseau sont de plus en plus perçus comme un moyen de repousser le seuil à partir duquel le redéploiement devient nécessaire.

D’autres GRT allemands poursuivent des projets similaires. L’année dernière, TransnetBW, le GRT du Bade-Wurtemberg, a lancé la construction d’un booster de réseau de 250 MW près de Kupferzell. En 2023, TenneT a annoncé la mise en service de deux systèmes de 100 MW situés à Audorf Süd (Schleswig-Holstein) et à Ottenhofen (Bavière). Ces trois projets sont réalisés par Fluence.

Amprion exploitera les batteries pendant l’hiver. Durant l’été, EDF Power Solutions pourra proposer la capacité de stockage au marché allemand de l’électricité, en fournissant des services système – un arrangement novateur dans la relation entre les GRT et les acteurs du marché. EDF Power Solutions restera responsable de l’exploitation et de la maintenance des batteries tout au long de leur durée de vie, ainsi que de la planification détaillée des sites, de l’obtention des autorisations nécessaires et de la supervision de la construction des modules.

Un système opérationnel en 2028

En autorisant une participation limitée au marché parallèlement à l’injection de ressources sur le réseau, Amprion vise à augmenter les taux d’utilisation et à améliorer la rentabilité de l’installation. Traditionnellement, les systèmes de surtension étaient considérés comme des composants de réseau pleinement intégrés, appartenant aux gestionnaires de réseau de transport (GRT), et ne pouvaient donc pas cumuler les revenus.

Amprion a opté pour cette « double utilisation » après une évaluation technico-économique des offres soumises dans le cadre de l’appel d’offres lancé en décembre 2024. Selon le calendrier initial du GRT, le contrat – portant sur la construction, la gestion et l’exploitation de l’installation de stockage d’énergie – devait être attribué durant l’été 2025, la mise en service étant prévue pour 2027. Amprion confirme désormais que le projet devrait être opérationnel le 1^erjanvier 2028.

« Nous sommes ravis d’avoir franchi une nouvelle étape importante du projet avec l’attribution du contrat relatif au système de surtension. La double utilisation du stockage par batteries – sur le marché, dans la distribution et sur le réseau de transport – est unique en Allemagne à ce jour », déclare Christoph Müller, PDG d’Amprion. « Ce projet nous permet d’acquérir une expérience précieuse pour les futurs concepts d’exploitation des systèmes de stockage par batteries. De plus, le système d’amplification du réseau offre des avantages économiques, notamment en contribuant à la réduction des coûts de gestion de la congestion. »

Bien que l’utilisation des systèmes de stockage par batteries comme actifs de transport d’électricité soit encore à ses débuts, les analystes entrevoient un fort potentiel. S&P Global prévoit le déploiement de 17 GW/50 GWh de systèmes de stockage d’énergie à l’échelle mondiale d’ici 2030, afin d’optimiser ou de différer les investissements dans la modernisation des infrastructures de réseaux électriques existantes.

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