Stockage par batteries : « Un pari sur l’avenir »

En complément de ses 18 parcs éoliens et 71 centrales solaires, le producteur indépendant français d’énergies renouvelables, JP Energie Environnement (JPee), développe des solutions de stockage d’électricité, en se positionnant plus particulièrement sur la valorisation de sites industriels et d’actifs fonciers.

« Face à l’accélération de l’électrification, le stockage d’électricité devient un maillon structurant du système énergétique et s’impose comme une condition clé de la décarbonation de nos modèles », estime Xavier Nass, PDG de JPee.

Investie dans cette dynamique, JPee couvre l’ensemble de la chaîne de valeur des projets de stockage par batteries. Son équipe de la branche « Nouvelles Activités et Impact » développe, construit et exploite tous types de montages de BESS, adaptés aux spécificités des sites et aux besoins du système électrique. Qu’il s’agisse de stockage stand-alone (raccordé aux réseaux Enedis ou RTE), de stockage colocalisé (implanté sur des sites solaires avec mutualisation des infrastructures), de stockage hybride (intégré à une centrale PV) ou de stockage C&I (« derrière le compteur » des industriels).

Le raccordement : l’enjeu principal

JPee vise deux publics cibles : les propriétaires fonciers et les industriels. Dans le premier cas, « c’est le business model sur lequel nous sommes le plus avancés, où il s’agit de raccorder de batteries stand-alone en HTA ou HTB. L’enjeu principal pour nous, c’est le raccordement. Nous prospectons directement sur le terrain, en respectant les règles d’urbanisme pour être sûr d’obtenir un permis de construire. Nous proposons aux propriétaires de signer un bail, commercial ou emphytéotique, d’une certaine durée. En contre partie de la location du terrain, nous installons notre batterie sur un espace accolé à un poste source. C’est l’occasion d’avoir un raccordement peu cher et existant », explique Jean Grassin, directeur « Nouvelles Activités et Impact », à pv magazine France.

Dans ce cadre, JPee s’est illustré avec la mise en service d’un projet à Saint-Chély-d’Apcher (Lozère) : une installation de 5 MW et 10 MWh, raccordée en HTA (20 kV) au réseau Enedis, adossée à un poste source. Ce projet assure des services de flexibilité réseau, à travers les services systèmes (réserves primaires, secondaires) et l’arbitrage de l’électricité sur les marchés, contribuant à la stabilité du réseau et à l’intégration des énergies renouvelables.

L’intervention de JPee auprès des industriels s’avère plus délicate. Deux postures sont possibles. La première consiste à mettre une batterie derrière le compteur d’un industriel, en restant propriétaire, exploitant et preneur de risque sur l’installation. En lien avec l’autoconsommation, cette solution vise à la réduction de la facture d’électricité. « Nous n’avons pas encore réussi à réaliser ce modèle-là chez un industriel. C’est très bien sur le papier, mais dans la réalité, c’est toujours un peu plus compliqué de se raccorder sur un poste existant », concède Jean Grassin.

17 MW maximum

Autre possibilité : colocaliser une batterie avec une centrale solaire existante, en mutualisant le point de raccordement. C’est le cas sur le deuxième projet de JPee, en construction àSaint-Eusèbe (Saône-et-Loire). D’une capacité de 5 MW/10 MWh, sa mise en service est prévue au second semestre 2026. « Plus on arrivera à mutualiser les points de raccordement, mieux ce sera au niveau du Capex », affirme Jean Grassin. A condition, toutefois, d’avoir suffisamment anticipé sur la place disponible dans le poste de livraison…

Si, en pareil cas, le potentiel d’optimisation énergétique est important, il est réglementairement limité par Enedis. En effet, la somme des deux capacités installées (solaire + batterie) ne doit pas dépasser 17 MW, pour des raisons d’élévations de tension supportées par les installations (7 % par dérogation pour une centrale solaire, 4 à 5 % pour un départ mixte). Jean Grassin considère que cette limitation est « un frein à l’hybridation. Techniquement, on a l’impression qu’on pourrait s’hybrider sur toutes nos centrales solaires, mais ce n’est pas le cas. Sur cette limitation, nous essayons de faire avancer les choses. Cela augmenterait nos points de connexion potentiels, optimiserait les Capex et simplifierait la vie de tout le monde ».

Quant à l’attractivité économique du modèle, elle s’appuie sur un minimum de puissance, selon Jean Grassin : « Le 5 MW, on sait déjà le valoriser sur des services systèmes, quand le 250 kW devra nécessairement être agrégé pour être financièrement intéressant ». Pour lui, « c’est un pari sur l’avenir. Les gens sont particulièrement excités en ce moment avec le stockage. La flexibilité, c‘est le sens de l’histoire. Reste à savoir comment et par quels moyens elle sera portée. Tout dépendra aussi de l’évolution du prix des batteries et des barrières douanières…, conclut le directeur « Nouvelles Activités et Impact ».