Alors que la nouvelle Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE 3) vise 48 GW de capacité solaire d’ici 2030, elle ne fixe aucun objectif chiffré pour le stockage. Dans un livre blanc remis récemment au ministère, l’Association Environnement Juste alerte sur les conséquences techniques de cette omission. Pour l’organisation, présidée par Tim Abady, l’absence de flexibilité transforme ces objectifs en une « impasse physique », menaçant à la fois la stabilité du réseau électrique et la cohérence de la transition énergétique.
L’association souhaite intégrer la flexibilité à la source et propose d’imposer l’intégration d’une capacité de stockage minimale pour toute nouvelle installation renouvelable dépassant 10 kWc. « Le principe est de rendre le producteur responsable de la variabilité qu’il injecte dans le réseau », indique Tim Abady. Cette mesure vise à internaliser les coûts de stabilisation, aujourd’hui supportés par la collectivité, et à réduire la nécessité de surdimensionner les parcs de production.
Cette approche aurait aussi un impact sur le foncier en France car l’intermittence oblige à surdimensionner les parcs au sol. Et pour cause, la PPE 3 communique en puissance crête (la puissance maximale théorique dans des conditions idéales) avec un facteur de charge moyen, en France, d’environ 13,5 %. Concrètement, les 48 GWc annoncés ne délivreront, en moyenne, que 6,5 GW de puissance stable. Sans capacité de stockage pour lisser cette production intermittente, le réseau doit compenser les variations brutales (« dents de scie »). Il peut le faire en mobilisant des moyens pilotables (souvent des centrales à gaz) mais, à terme, investit aussi dans des renforcements des infrastructures de transport.
Le stockage obligatoire éviterait également le gaspillage des 1,6 TWh écrêtés en 2025 et réaliserait 4,8 milliards d’euros d’économies d’ici 2035. En ancrant la flexibilité dans le tissu industriel européen (avec des acteurs comme TIAMAT ou CATL en Europe), la France peut réussir sa transition sans sacrifier ni sa stabilité électrique, ni son agriculture.
Côté technologie, l’association identifie le Sodium-Ion comme la solution la plus adaptée à ce déploiement massif. Contrairement aux batteries Lithium-Fer-Phosphate (LFP), cette technologie ne requiert ni lithium, ni cobalt, ni nickel, des métaux critiques souvent importés. Les données industrielles récentes, notamment celles du fabricant CATL, font état d’un coût de cellule d’environ 19 €/kWh, soit trois fois moins que le LFP, et d’une durée de vie pouvant atteindre 15 000 cycles. Des acteurs européens comme Tiamat Energy (France) ou Altris (Suède) structurent déjà cette filière.
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