Cet article vient compléter et préciser certains éléments développés dans mon ouvrage Manuel d’organisation pour les temps de chaos, publié chez TBE. Nous allons y montrer comment un mix électrique 100 % renouvelable peut être équilibré et sécurisé grâce à une combinaison adaptée de moyens de stockage et de modulation de la consommation.
Dans le Manuel d’organisation pour les temps de chaos, nous avions imaginé un territoire modèle de 50 000 habitants afin de mieux visualiser concrètement ce que pourrait être un mode de vie adapté aux contraintes écologiques et énergétiques à venir. Nous avions ainsi défini un mix énergétique complet permettant de couvrir l’ensemble des besoins de ce territoire, dans une logique de forte sobriété.
Par rapport à la consommation moyenne actuelle des Français, la quantité d’énergie finale disponible par habitant y était divisée par quatre. Car la question énergétique ne se résume pas à la décarbonation des moyens de production. La quantité d’énergie dont dispose une société détermine en grande partie son mode de vie, ses déplacements, son habitat, son alimentation et l’organisation de ses activités productives.
C’est donc bien ce mode de vie qui doit être profondément transformé afin de réduire drastiquement notre empreinte écologique.
Dans notre modèle, les besoins de consommation finale sont estimés à 200 GWh par an pour l’ensemble des 50 000 habitants du territoire. Sur ce total, 177 GWh doivent être fournis sous forme électrique. Les autres besoins sont couverts directement sous forme de chaleur ou de combustibles, notamment grâce au solaire thermique, au bois et au biogaz.
La production énergétique nécessaire ne peut cependant pas être limitée à ces seuls besoins finaux. Une marge de sécurité de 20 % a tout d’abord été ajoutée aux 200 GWh consommés, portant le besoin à 240 GWh par an. Un coefficient global de 1,5 a ensuite été appliqué afin d’intégrer les différentes pertes liées au fonctionnement du système énergétique, ce qui conduit à une production nécessaire de 360 GWh par an.
À cette quantité s’ajoutent enfin 25 GWh destinés à l’entretien et au renouvellement progressif du parc de production : remplacement des panneaux photovoltaïques, des éoliennes et de leurs composants, entretien des réseaux, fonctionnement des ateliers et fabrication des équipements nécessaires à la pérennité du système.
Au total, le besoin théorique est donc de l’ordre de 385 GWh par an. Le mix retenu dans le livre atteint 386 GWh par an, compte tenu des arrondis de dimensionnement. Il se compose de 228 GWh de production éolienne, de 114 GWh de production solaire — dont 90 GWh d’électricité photovoltaïque et 24 GWh de chaleur solaire — ainsi que de 44 GWh issus du bois et du biogaz. Ces derniers sont principalement destinés à des usages directs, notamment le chauffage, les transports et certaines activités productives. Ainsi, la production électrique fournie directement par l’éolien et le photovoltaïque atteint 228 GWh + 90 GWh, soit 318 GWh par an.
Après application du coefficient global de 1,5, cette production permet de mettre à disposition environ 212 GWh par an sous forme d’électricité finale. Elle couvre donc les 177 GWh de besoins électriques du territoire.
La différence d’environ 35 GWh entre les 212 GWh d’électricité disponibles et les 177 GWh consommés correspond, à l’échelle du volet électrique, à l’ordre de grandeur de la marge de sécurité de 20 % prévue dans notre modèle. Les 25 GWh destinés à l’entretien et au renouvellement du système ont, quant à eux, été ajoutés à l’échelle de l’ensemble du mix énergétique et ne doivent donc pas être affectés mécaniquement à la seule production électrique.
Sur le papier, et à l’échelle d’une année complète, le mix permet donc de couvrir les besoins du territoire, les pertes du système, une marge de sécurité et l’énergie nécessaire à son propre renouvellement.
Mais cet équilibre annuel ne garantit pas que la production électrique corresponde à la consommation à chaque heure, chaque journée ou chaque saison. L’éolien et le photovoltaïque sont des sources variables : leur production dépend des conditions météorologiques, de l’heure de la journée et de la période de l’année. Une production annuelle suffisante peut ainsi s’accompagner de périodes d’excédent, mais aussi de périodes de déficit.
L’objectif de cet article est donc de déterminer comment assurer l’équilibrage du réseau électrique malgré la variabilité des productions éolienne et photovoltaïque. Il s’agit d’évaluer la complémentarité de ces deux sources, les possibilités de modulation de la consommation et les différents besoins de stockage nécessaires pour faire correspondre la production et la demande au fil du temps.
Comme nous l’avons précisé précédemment, le mix énergétique présenté dans le livre comprend également du bois et du biogaz. Mais ceux-ci sont destinés à des usages directs et ne constituent pas une réserve pilotable pour le réseau électrique. Le territoire modèle ne dispose notamment d’aucune unité de production électrique fonctionnant au biogaz.
L’analyse devra donc permettre de déterminer si la complémentarité entre l’éolien et le solaire, la modulation de certaines consommations et les moyens de stockage envisagés suffisent à assurer l’équilibre du réseau, y compris pendant les périodes prolongées de faible production. Dans le cas contraire, il faudra examiner l’opportunité de réserver une partie du biogaz à une unité de production électrique de secours, tout en évaluant les conséquences de cette réaffectation sur les autres usages déjà prévus. Afin d’examiner les différentes solutions envisageables, il convient tout d’abord de revenir sur les principes fondamentaux de l’équilibrage d’un réseau électrique. Avant de voir cela, nous poserons deux précisions déterminantes pour la configuration de notre mix.
Le renoncement à l’abondance
Première précision importante : de notre point de vue, un territoire sobre ne serait pas un territoire dans lequel chacun pourrait disposer de toute l’énergie qu’il souhaite, à toute heure et en toute saison. Les besoins fondamentaux devraient pouvoir être couverts en permanence, mais une partie des autres consommations devrait s’adapter à la quantité d’énergie réellement disponible.
Certains usages pourraient ainsi être accessibles principalement pendant la journée, lorsque la production solaire est abondante, sans nécessairement être alimentés durant la nuit. D’autres pourraient être suspendus pendant quelques heures ou quelques jours lors des périodes de tension sur le réseau. Les activités les plus facilement différables ou saisonnières pourraient, dans certaines circonstances exceptionnelles, être interrompues plus longtemps.
Il s’agit d’un changement profond de philosophie. Dans le système actuel, la production électrique est continuellement ajustée afin de satisfaire presque immédiatement la demande. Dans un système fortement dépendant de sources renouvelables variables, une partie de la demande devrait au contraire être organisée en fonction de la production disponible.
Pour explorer cette organisation, nous avons posé une hypothèse simplificatrice : environ la moitié des besoins électriques constituerait un socle prioritaire devant pouvoir être alimenté en permanence, tandis que l’autre moitié regrouperait des consommations modulables ou temporairement interruptibles.
Ce socle prioritaire comprendrait l’ensemble des besoins fondamentaux : les hôpitaux et les établissements de soins, les services de secours, la gestion de l’eau, la production alimentaire essentielle, les cultures protégées, la conservation des aliments, le chauffage indispensable des logements et des bâtiments sensibles, ainsi que la production des biens de première nécessité.
Cette distinction ne signifie pas que les autres usages seraient inutiles ou définitivement supprimés. Elle signifie qu’ils ne bénéficieraient pas tous de la même garantie de disponibilité et qu’ils devraient, lorsque cela est nécessaire, être déplacés vers les périodes où la production électrique est suffisante.
Notre mix doit faire l’économie du « foisonnement »
C’est notre seconde précision structurante. Dans un réseau électrique étendu, la variabilité des productions renouvelables peut être en partie atténuée par ce que l’on appelle le foisonnement. Les conditions météorologiques n’étant pas identiques partout au même moment, une faible production éolienne ou solaire dans une région peut être compensée par une production plus importante dans une autre. L’interconnexion de territoires éloignés permet ainsi de mutualiser les productions, les excédents et les déficits.
Dans des conditions normales, notre territoire modèle aurait évidemment intérêt à être relié à un réseau plus vaste. Il pourrait alors exporter une partie de ses excédents lorsque sa production est abondante et importer de l’électricité lorsque sa propre production devient insuffisante. Ces échanges permettraient de réduire les besoins de stockage et faciliteraient considérablement l’équilibrage du réseau.
Mais ce n’est pas l’hypothèse que nous retiendrons pour dimensionner notre système. L’objectif du Manuel d’organisation pour les temps de chaos étant de rechercher un degré élevé de robustesse territoriale, nous considérerons volontairement un scénario beaucoup plus contraignant : celui dans lequel, pendant une période prolongée, le territoire ne pourrait plus compter sur des apports extérieurs significatifs et devrait assurer seul l’essentiel de son équilibre énergétique.
Cette situation pourrait résulter de défaillances du réseau national ou européen, de dommages causés aux infrastructures, de pénuries simultanées touchant plusieurs régions, ou plus simplement d’une période météorologique défavorable affectant une grande partie des territoires habituellement susceptibles de fournir de l’électricité.
Nous raisonnerons donc, dans la suite de cet article, comme si notre territoire de 50 000 habitants formait temporairement une quasi-île énergétique : sa production éolienne et photovoltaïque, ses capacités de modulation de la demande et ses systèmes de stockage devront être suffisants pour traverser les périodes de faible production sans compter sur le secours systématique des territoires voisins.
Une fois ces deux principes posés — modulation d’une partie de la consommation et capacité du territoire à fonctionner sans compter sur le foisonnement extérieur — il faut comprendre une contrainte fondamentale : un réseau électrique doit rester équilibré à chaque instant.
Comment un réseau électrique maintient-il son équilibre ?
Un réseau électrique présente une contrainte particulière : à chaque instant, la puissance électrique produite doit être pratiquement égale à la puissance consommée. L’électricité qui circule dans les lignes ne constitue pas, en elle-même, une réserve importante dans laquelle le réseau pourrait puiser lorsque la consommation dépasse momentanément la production. Les injections et les soutirages doivent donc être continuellement équilibrés.
Dans un réseau alternatif comme le nôtre, cet équilibre se traduit notamment par le maintien d’une fréquence proche de 50 hertz. Lorsque les consommateurs demandent soudainement davantage de puissance que les installations n’en fournissent, la fréquence tend à diminuer. À l’inverse, lorsque la production devient supérieure à la consommation, elle tend à augmenter. Si ces écarts deviennent trop importants, certains équipements se déconnectent automatiquement pour se protéger et, dans le pire des cas, les déconnexions peuvent se propager jusqu’à provoquer l’effondrement d’une partie du réseau.
L’équilibrage doit donc fonctionner en permanence dans les deux directions. Lorsque la production devient momentanément insuffisante, il faut très rapidement apporter de la puissance supplémentaire ou réduire certaines consommations. Lorsqu’elle devient excédentaire, il faut au contraire absorber cette puissance supplémentaire, augmenter certaines consommations ou diminuer temporairement la production.
Cette correction s’effectue par étapes, car tous les moyens n’interviennent pas à la même vitesse.
Dans les premières fractions de seconde, le réseau doit d’abord résister au choc. Les grands alternateurs traditionnels possèdent naturellement une inertie mécanique : leurs masses en rotation emmagasinent de l’énergie cinétique et ralentissent très légèrement lorsque la production devient insuffisante, ce qui amortit momentanément la chute de fréquence.
Dans notre système, largement fondé sur l’éolien et le photovoltaïque, cette fonction pourra notamment être complétée par des volants d’inertie, spécialement conçus pour absorber ou restituer très rapidement de l’énergie, ainsi que par des supercondensateurs ou des convertisseurs électroniques associés à une source d’énergie ou à un stockage et capables de fournir une réponse extrêmement rapide.
Dans les secondes qui suivent, des dispositifs automatiques doivent ensuite arrêter la dérive de la fréquence. Plusieurs moyens peuvent y participer : volants d’inertie, certains stockages électrochimiques, installations hydroélectriques suffisamment réactives, convertisseurs associés aux éoliennes ou aux installations photovoltaïques, mais également réduction automatique de certaines consommations non prioritaires. Dans un réseau comportant peu de machines synchrones, certains convertisseurs devront en outre être capables de former le réseau — grid-forming — c’est-à-dire de fournir eux-mêmes une référence stable de tension et de fréquence plutôt que de simplement suivre celle d’un réseau déjà existant.
Si le déséquilibre persiste pendant plusieurs minutes, d’autres moyens peuvent progressivement prendre le relais. Certains usages modulables peuvent être interrompus ou reportés, des pompages et des recharges peuvent être arrêtés et une production pilotable pourrait éventuellement être mobilisée si un moyen de secours de ce type était finalement retenu. Les stockages disposant d’une autonomie plus importante peuvent également commencer à fournir de l’énergie. En situation inverse, lorsque la production est trop importante, les excédents peuvent être dirigés vers des consommations différables ou des stockages ; si ceux-ci ne peuvent plus les absorber, certaines productions éoliennes ou photovoltaïques peuvent être temporairement réduites.
Le premier problème d’un réseau électrique renouvelable est donc celui de sa stabilité instantanée : il doit disposer de moyens capables de réagir en une fraction de seconde, puis en quelques secondes et quelques minutes afin de maintenir l’équilibre entre production et consommation et de conserver une fréquence utilisable. Nous nous concentrons ici sur l’équilibre entre la puissance active injectée et la puissance active soutirée, qui détermine principalement la fréquence ; un réseau réel doit également assurer le réglage de la tension, la maîtrise des flux dans les lignes et la protection des différents ouvrages.
Mais une fois cette stabilité assurée apparaît une seconde difficulté, d’une tout autre nature. Que se passe-t-il lorsque le manque de vent et de soleil ne dure plus quelques secondes ou quelques minutes, mais plusieurs heures, plusieurs jours, voire plusieurs semaines ou plusieurs mois ?
Il ne s’agit alors plus simplement de stabiliser la fréquence du réseau. Il faut avoir accumulé auparavant une quantité suffisante d’énergie pour traverser ces périodes de déficit.
Les techniques de stockage
Comment conserver les excédents d’électricité produits pendant les périodes favorables afin de pouvoir les restituer lorsque le vent et le soleil ne suffisent plus ?
Le dimensionnement de ces stockages devra tenir compte de deux caractéristiques. Leur puissance, exprimée en watts (W), indique la quantité d’électricité qu’ils peuvent fournir à un instant donné ; leur capacité énergétique, exprimée en wattheures (Wh), indique la quantité totale d’énergie qu’ils peuvent restituer.
Un stockage peut donc être très puissant mais s’épuiser rapidement, ou au contraire contenir beaucoup d’énergie mais ne pouvoir la restituer que progressivement. Surtout, les technologies les mieux adaptées ne sont pas nécessairement les mêmes selon qu’il faut déplacer une production solaire de quelques heures, traverser deux ou trois journées de faible production renouvelable ou constituer une réserve utilisable après plusieurs semaines.
Les technologies de stockage de longue durée sont ainsi aujourd’hui réparties entre plusieurs grandes familles : mécaniques, électrochimiques, chimiques et thermiques.
Une première possibilité particulièrement intéressante est le stockage hydraulique par pompage, ou STEP. Lorsque l’électricité est excédentaire, de l’eau est pompée d’un bassin inférieur vers un bassin supérieur. Lorsque le réseau a besoin d’électricité, cette eau redescend en entraînant une turbine. Le principe est ancien, maîtrisé et permet de stocker des quantités importantes d’énergie. Surtout, une STEP n’implique pas nécessairement de disposer d’un grand barrage installé sur un fleuve. Des installations dites en circuit fermé peuvent fonctionner avec deux bassins qui ne sont pas connectés à un cours d’eau naturel. Dans un territoire présentant quelques reliefs suffisamment marqués, il devient donc envisageable d’étudier la création de deux réservoirs artificiels séparés par une dénivellation importante.
Le même principe peut être appliqué à des masses solides : c’est le stockage gravitaire. L’électricité excédentaire alimente des moteurs qui soulèvent une masse importante ; lorsque l’électricité manque, cette masse redescend et entraîne un générateur. Plusieurs architectures sont envisageables : masses déplacées verticalement dans d’anciens puits de mines ou dans des puits spécialement aménagés, systèmes installés dans des structures verticales, ou autres dispositifs utilisant simplement une grande différence d’altitude. L’intérêt du principe est sa simplicité physique : l’énergie est conservée sous forme d’énergie potentielle gravitationnelle, sans réaction chimique et sans dépendre de la conservation d’une charge électrochimique. Sa capacité dépend cependant directement de la masse que l’on peut déplacer et de la hauteur sur laquelle elle est déplacée ; son intérêt devra donc être étudié à partir des caractéristiques réelles du territoire. Les évaluations du Department of Energy prennent notamment en compte des systèmes utilisant des puits miniers ou des puits construits spécifiquement pour ce type de stockage.
Une autre famille mécanique est constituée par le stockage par air comprimé. Les excédents électriques servent à comprimer de l’air qui est conservé sous pression, généralement dans de grands volumes ou dans des cavités souterraines. Cet air est ensuite détendu pour produire à nouveau de l’électricité. Cette technologie peut permettre de stocker de grandes quantités d’énergie pendant des durées importantes, mais son intérêt dépend fortement de la disponibilité de sites adaptés et de la conception du système. Pour notre modèle, seules des solutions ne nécessitant pas l’appoint d’un combustible fossile lors de la restitution seraient cohérentes avec le mix envisagé. Le stockage par air comprimé fait partie des technologies étudiées pour le stockage électrique de longue durée.
Les batteries stationnaires constituent une autre possibilité, mais elles ne doivent pas être assimilées aux seules batteries lithium-ion aujourd’hui très répandues. Pour notre territoire, nous écarterons le lithium comme solution principale de stockage massif et examinerons en priorité d’autres chimies conçues pour des installations fixes. Les batteries à flux, par exemple, stockent leur énergie dans des électrolytes liquides contenus dans des réservoirs extérieurs : augmenter la quantité d’énergie stockée peut alors consister en partie à augmenter le volume de ces réservoirs. Certaines utilisent notamment le fer. D’autres technologies reposent sur le sodium, le zinc ou des systèmes fer-air. Ces solutions présentent des degrés de maturité très différents et devront être comparées en matière de durée de vie, rendement, disponibilité des matériaux, maintenance et possibilité de fabrication ou de réparation dans la durée. Elles montrent cependant qu’un stockage électrochimique stationnaire important ne suppose pas nécessairement l’emploi du lithium.
Pour les périodes beaucoup plus longues apparaît également la possibilité de transformer temporairement l’électricité en hydrogène. Lorsque les éoliennes et les panneaux photovoltaïques produisent un excédent important, celui-ci peut alimenter un électrolyseur qui décompose l’eau et produit de l’hydrogène. Le gaz est ensuite stocké puis, lorsque l’électricité devient à nouveau nécessaire, utilisé dans une pile à combustible ou une autre installation capable de produire de l’électricité. L’inconvénient majeur est que les différentes conversions entraînent des pertes importantes : l’hydrogène serait donc peu pertinent pour effectuer quotidiennement des cycles de charge et de décharge lorsque des solutions plus efficaces sont disponibles. Son intérêt augmente en revanche lorsque l’objectif consiste à conserver de très grandes quantités d’énergie pendant longtemps, notamment pour franchir des épisodes de plusieurs jours, plusieurs semaines ou éventuellement des déséquilibres saisonniers. Les travaux du NREL identifient précisément l’hydrogène comme l’une des pistes particulièrement adaptées au stockage de très longue durée ou saisonnier.
Il faut enfin distinguer du stockage électrique le stockage de chaleur. Lorsque l’électricité est abondante, une partie des excédents peut être transformée en chaleur puis conservée dans de grandes masses d’eau, de roche, de matériaux minéraux ou de sable fortement chauffé. Les systèmes parfois appelés « batteries à sable » appartiennent à cette catégorie. Dans la configuration la plus simple, ils ne restituent donc pas de l’électricité : ils restituent de la chaleur pour le chauffage des bâtiments, l’eau chaude ou certains procédés productifs. Leur rôle peut néanmoins être considérable dans l’équilibrage général du territoire. Une quantité de chaleur stockée lorsque l’électricité est abondante est autant d’énergie qu’il ne sera pas nécessaire de demander au réseau électrique pendant une période de pénurie. Des travaux du NREL ont notamment expérimenté le stockage thermique dans du sable de silice chauffé à très haute température.
Ces différentes techniques présentent donc des caractéristiques très différentes en matière de puissance, de capacité, de durée de stockage, de rendement, de durée de vie, de consommation de ressources ou encore de contraintes géographiques. Certaines sont particulièrement adaptées aux cycles fréquents de quelques heures, tandis que d’autres prennent tout leur intérêt lorsque l’énergie doit être conservée pendant plusieurs jours, plusieurs semaines ou davantage.
Il ne s’agit donc pas de choisir une technologie unique, mais de déterminer quelle combinaison de moyens permettrait de répondre aux différents types de déficits susceptibles de se produire sur notre territoire. Pour cela, il faut maintenant quitter l’inventaire des solutions disponibles et revenir aux besoins concrets de notre réseau.
Dimensionner les capacités de stockage du territoire
Pour dimensionner les capacités nécessaires, nous disposons déjà d’un premier repère : le socle prioritaire que nous avons fixé à environ la moitié des besoins électriques du territoire.
Les besoins électriques annuels ayant été évalués à 177 GWh, ce socle représente environ 88,5 GWh par an, soit une puissance moyenne d’environ 10,1 MW et une consommation d’environ 242 MWh par jour (88,5 GWh ÷ 8 760 heures = 10,1 MW).
Autrement dit, si la production éolienne et photovoltaïque devenait totalement nulle, il faudrait fournir en moyenne environ 10 MW à partir des stockages pour maintenir les fonctions prioritaires. Une journée complète représenterait environ 242 MWh d’énergie.
On peut donc établir immédiatement quelques ordres de grandeur :
| Durée de déficit total | Énergie nécessaire au socle prioritaire |
| 1 jour | 0,24 GWh |
| 3 jours | 0,73 GWh |
| 7 jours | 1,70 GWh |
| 14 jours | 3,40 GWh |
| 30 jours | 7,27 GWh |
Ces valeurs constituent volontairement des hypothèses très sévères puisqu’elles correspondent à une production éolienne et solaire nulle pendant toute la période. Même pendant une période météorologique très défavorable, il subsisterait généralement une production résiduelle. En revanche, ce calcul permet de disposer d’une borne de sécurité simple et compréhensible : environ 2 GWh de stockage électrique utile permettraient de couvrir un peu plus de huit jours de consommation moyenne du socle prioritaire sans aucune production renouvelable.
Le problème saisonnier est différent
Il serait cependant erroné de raisonner uniquement sur les épisodes de quelques jours. Le photovoltaïque présente une très forte saisonnalité : il produit beaucoup plus au printemps et en été qu’en hiver. Il faut donc se demander si une partie importante de l’électricité produite pendant la saison favorable doit être conservée pendant plusieurs mois afin d’être utilisée pendant la saison défavorable.
Dans notre cas, la réponse est moins évidente qu’elle ne pourrait le paraître, car notre mix électrique comprend 228 GWh d’éolien pour seulement 90 GWh de photovoltaïque. Or les deux productions présentent une complémentarité saisonnière importante : la production solaire culmine pendant la saison lumineuse, alors que l’éolien français produit généralement davantage pendant la saison froide. En 2024, par exemple, RTE a mesuré un facteur de charge annuel de 21,8 % pour l’éolien terrestre, avec un maximum mensuel de 35,6 % en février. À l’inverse, les graphiques de production photovoltaïque montrent une forte concentration de la production entre le printemps et la fin de l’été (1).
On peut utiliser le profil trimestriel français de 2024 comme première approximation, non pour dimensionner définitivement notre territoire, mais pour vérifier l’effet de cette complémentarité saisonnière. En ramenant les profils observés par RTE à notre production annuelle de 228 GWh éoliens et 90 GWh photovoltaïques, puis en conservant le coefficient global de pertes de 1,5 retenu dans le livre, on obtient approximativement :
| Trimestre | Éolien | Photovoltaïque | Disponible après ÷ 1,5 | Consommation |
| janvier-mars | ~77 GWh | ~15 GWh | ~61 GWh | ~44 GWh |
| avril-juin | ~47 GWh | ~30 GWh | ~51 GWh | ~44 GWh |
| juillet-septembre | ~41 GWh | ~33 GWh | ~50 GWh | ~44,5 GWh |
| octobre-décembre | ~63 GWh | ~12,5 GWh | ~50 GWh | ~44,5 GWh |
En première approximation, nous répartissons ici les 177 GWh de consommation sur l’année de manière uniforme. Nous ne disposons pas encore d’éléments permettant de construire un profil saisonnier plus précis : les besoins de chauffage augmenteront la consommation pendant les périodes froides, tandis que l’utilisation des pompes à chaleur pour le rafraîchissement produira également des besoins estivaux. Rien ne justifie donc, à ce stade, d’imposer arbitrairement une surconsommation hivernale de 20 %.
Le résultat est important : dans cette première simulation fondée sur le profil national de l’année 2024, aucun trimestre n’est globalement déficitaire, pas même l’hiver.
Les troisième et quatrième trimestres apparaissent comme les périodes les plus resserrées dans cette simulation, le troisième trimestre étant légèrement le moins favorable malgré la forte production photovoltaïque, en raison de la baisse saisonnière de l’éolien.
Il faut néanmoins rester prudent. Les chiffres de RTE correspondent à l’ensemble du territoire français et bénéficient donc du foisonnement géographique que nous avons précisément décidé de ne pas considérer comme indispensable au fonctionnement de notre territoire. Ils permettent de mettre en évidence la tendance saisonnière, mais ne peuvent pas servir à eux seuls au dimensionnement définitif d’un réseau local autonome. Celui-ci nécessiterait à terme de simuler plusieurs années de données météorologiques horaires sur un territoire déterminé. RTE montre d’ailleurs que les facteurs de charge renouvelables varient fortement selon les périodes et les territoires.
Ce premier calcul conduit néanmoins à une conclusion utile : le principal besoin de stockage de notre territoire ne semble pas être un transfert massif et systématique de l’été vers l’hiver. Il réside plutôt dans la capacité à traverser des séquences exceptionnelles de plusieurs jours ou semaines pendant lesquelles l’éolien et le solaire produiraient simultanément très peu.
Un premier objectif : environ 2 GWh pour les déficits de quelques jours
Nous pouvons donc poser comme première hypothèse de robustesse une capacité d’environ 2 GWh d’électricité utile, destinée principalement aux cycles allant de quelques heures à environ une semaine. Il serait peu pertinent de fournir ces 2 GWh avec une technologie unique. Le stockage de longue durée est précisément envisagé aujourd’hui comme un ensemble de technologies mécaniques, hydrauliques, électrochimiques, thermiques ou chimiques adaptées à des usages différents.
Dans cette première hypothèse de dimensionnement, les capacités indiquées correspondent à l’énergie électrique utile pouvant être restituée au réseau ; l’énergie nécessaire pour charger les différents stockages est nécessairement supérieure en raison des pertes propres à chaque technologie. Sur cette base, une première architecture pourrait être la suivante :
| Dispositif | Capacité électrique utile | Puissance proposée |
| STEP n°1 | 600 MWh | 6 MW |
| STEP n°2 | 600 MWh | 6 MW |
| Stockage par air comprimé | 300 MWh | 3 MW |
| Batteries stationnaires sans lithium | 300 MWh | 5 MW |
| Stockage gravitaire par masses | 200 MWh | 2 MW |
| Total | 2 000 MWh = 2 GWh | 22 MW |
Cette répartition n’est pas encore un dimensionnement technique définitif, mais elle permet de donner une forme concrète au système.
Les STEP en constitueraient l’élément principal. Nous avons retenu deux installations de 600 MWh chacune, soit une capacité totale de 1,2 GWh. Le Department of Energy retient pour cette technologie un rendement aller-retour de l’ordre de 80 % dans ses hypothèses de référence.
À titre d’ordre de grandeur, une STEP permettant de restituer environ 600 MWh avec une dénivellation de 200 mètres nécessiterait de déplacer approximativement un peu plus d’un million de mètres cubes d’eau, auxquels il faudrait ajouter une marge correspondant aux pertes et au volume non exploitable. Deux installations de cette taille apporteraient donc, à elles seules, près de cinq jours de consommation moyenne du socle prioritaire. Leur dédoublement présenterait en outre un intérêt évident pour la robustesse : l’arrêt d’une installation pour entretien ou incident ne supprimerait pas tout le stockage hydraulique.
Un stockage de l’ordre de 300 MWh par air comprimé pourrait compléter ces STEP. Sa pertinence dépend cependant fortement de la disponibilité d’un volume de stockage adapté et du procédé retenu. Il ne devrait donc être conservé dans notre scénario que si les caractéristiques géologiques ou techniques du territoire le permettent.
Environ 300 MWh pourraient être apportés par des batteries stationnaires de longue durée, sans faire du lithium la technologie de référence. Le choix précis entre les différentes technologies évoquées précédemment dépendrait notamment de leur maturité, de leur durée de vie, de leur rendement, de la disponibilité des matériaux et de leur aptitude aux décharges prolongées.
Les batteries à flux présentent notamment l’intérêt de stocker les électrolytes dans des réservoirs extérieurs : la puissance de l’installation et la quantité d’énergie stockée peuvent ainsi être en partie dimensionnées séparément. Le Department of Energy étudie aujourd’hui ces différentes technologies dans ses programmes consacrés au stockage de longue durée.
Nous pouvons enfin conserver une enveloppe d’environ 200 MWh de stockage gravitaire par masses. Cette voie étant technologiquement moins mature que les STEP, nous ne devons pas la considérer comme indispensable au scénario ; elle constituerait surtout une possibilité intéressante lorsque des infrastructures verticales adaptées existent déjà.
Ces 2 GWh utiles permettraient théoriquement d’assurer environ 8,2 jours de fonctionnement du socle prioritaire avec une production éolienne et solaire totalement nulle, à condition que ces capacités de stockage soient suffisamment chargées au début de l’épisode. Dans une situation réelle, l’autonomie serait généralement supérieure puisque les éoliennes et les panneaux continueraient vraisemblablement à produire une fraction de leur production normale.
Une réserve profonde pour les épisodes exceptionnels et les déséquilibres intersaisonniers
Reste cependant une question de robustesse : faut-il dimensionner toutes les STEP, batteries et autres dispositifs pour faire face à un événement extrêmement rare de deux ou trois semaines ?
Ce serait probablement peu rationnel. Des stockages utilisés quotidiennement ou hebdomadairement doivent être relativement efficaces, car ils effectuent un grand nombre de cycles. Mais une réserve stratégique, destinée à n’être mobilisée que rarement, lors d’événements exceptionnels, peut accepter un rendement inférieur si l’énergie peut être conservée longtemps et si l’augmentation de la quantité stockée ne nécessite pas de multiplier des équipements coûteux.
C’est à ce niveau que l’hydrogène devient particulièrement intéressant. RTE classe précisément la boucle électricité-hydrogène-électricité parmi les moyens permettant de répondre aux besoins de stockage de très longue durée et de flexibilité intersaisonnière. Son défaut est important : le rendement complet de la boucle est faible, de l’ordre de 25 à 35 % selon le mode de reconversion en électricité. L’hydrogène serait donc une mauvaise solution pour stocker quotidiennement l’électricité solaire produite l’après-midi afin de la restituer le soir ; mais ce faible rendement devient beaucoup plus acceptable pour une réserve rarement sollicitée et destinée à franchir une longue période de tension.
Nous pouvons ainsi envisager, en complément des 2 GWh de stockage régulièrement mobilisable précédemment retenus, une réserve d’hydrogène permettant de restituer environ 1,5 GWh d’électricité. Pour que cette réserve puisse également contribuer à la sécurité en puissance du réseau, son dispositif de restitution pourrait être dimensionné, dans notre première hypothèse, à environ 5 MW.
Cette réserve représenterait une quantité d’énergie équivalente à environ six jours de consommation moyenne du socle prioritaire. Elle ne pourrait cependant pas alimenter seule ce socle, puisque sa puissance de restitution serait limitée à environ 5 MW pour une demande moyenne de 10,1 MW. Dans l’hypothèse d’une production renouvelable totalement nulle, elle devrait donc être mobilisée en parallèle avec les autres stockages. Pilotés conjointement, les 2 GWh de stockage régulièrement mobilisable et les 1,5 GWh restituables sous forme d’hydrogène offriraient environ 3,5 GWh d’électricité utile, soit un peu plus de quatorze jours de fonctionnement du socle prioritaire, à condition que les capacités de stockage soient suffisamment chargées au début de l’épisode.
Compte tenu du rendement de la boucle hydrogène, restituer 1,5 GWh d’électricité nécessiterait d’avoir consacré approximativement 4,3 à 6 GWh d’électricité excédentaire à la constitution de cette réserve.
Notre bilan annuel fait certes apparaître une différence théorique d’environ 35 GWh entre les quelque 212 GWh d’électricité disponibles et les 177 GWh consommés. Mais cette différence correspond déjà, pour l’essentiel, à la marge de sécurité de 20 % prévue dans notre modèle et ne peut donc pas être considérée comme un excédent libre entièrement disponible pour produire de l’hydrogène. La constitution de cette réserve devra reposer sur les excédents effectivement disponibles au fil de l’année.
Les 1,5 GWh électriques restituables retenus ici doivent donc être considérés comme une hypothèse de dimensionnement qu’une simulation plus détaillée de la production, de la consommation, de l’état des stockages et de leurs rendements respectifs devra permettre de vérifier.
Cette réserve d’hydrogène ne doit par ailleurs pas être comprise comme l’obligation de produire massivement de l’hydrogène en été afin d’alimenter le territoire en hiver. Notre première simulation saisonnière ne fait pas apparaître de déficit hivernal structurel du mix éolien-photovoltaïque. L’hydrogène aurait plutôt vocation à être produit progressivement lors des périodes où de véritables excédents électriques sont disponibles, puis conservé comme une réserve profonde, susceptible de traverser les saisons et d’être mobilisée lorsque se présente un épisode exceptionnellement long de faible production renouvelable.
Le stockage thermique doit être comptabilisé séparément
À ces capacités électriques pourrait s’ajouter un stockage thermique important. Celui-ci ne doit pas être comptabilisé dans les 3,5 GWh de réserve électrique, puisqu’il restitue directement de la chaleur plutôt que de l’électricité. Son intérêt est précisément de décaler dans le temps certains besoins de chauffage, d’eau chaude ou de procédés productifs et d’éviter ainsi de solliciter ultérieurement le réseau électrique.
De la même manière, des stockages de froid — par exemple sous forme d’eau refroidie ou de glace — pourraient permettre de déplacer une partie des besoins de rafraîchissement hors des périodes de tension estivale.
Un premier système de stockage cohérent
À ce stade, nous pouvons donc formuler une première hypothèse de dimensionnement. Notre territoire disposerait d’environ 2 GWh de stockage électrique régulièrement mobilisable, réparti entre deux STEP, de l’air comprimé, des batteries stationnaires sans lithium et, si les conditions s’y prêtent, un stockage gravitaire. Une réserve profonde d’environ 1,5 GWh électriques restituables sous forme d’hydrogène porterait la capacité totale à environ 3,5 GWh utiles. Les stockages thermiques viendraient en complément, sans être comptabilisés dans cette capacité électrique.
Ce dispositif permettrait, dans l’hypothèse volontairement extrême d’une absence totale de production éolienne et solaire et à condition que les différentes réserves soient suffisamment chargées au début de l’épisode, d’alimenter pendant plus de quatorze jours la consommation moyenne du socle prioritaire.
Dans une situation réelle, où une production résiduelle subsisterait et où la moitié modulable de la consommation pourrait être fortement réduite, la durée de résistance serait sensiblement supérieure.
Il ne s’agit toutefois encore que d’un pré-dimensionnement énergétique. Nous connaissons désormais assez bien la quantité d’énergie que nous souhaitons pouvoir accumuler, mais pas encore la puissance maximale que les stockages devront fournir. Le socle prioritaire représente en moyenne 10,1 MW, mais sa consommation réelle ne sera évidemment pas constante : il existera des pointes quotidiennes et exceptionnelles.
Faute de disposer à ce stade d’une courbe horaire détaillée des usages prioritaires, nous retiendrons à titre exploratoire une pointe normale de 15 MW, soit environ 1,5 fois leur puissance moyenne, et une pointe exceptionnelle de 18 MW, soit environ 1,8 fois cette moyenne.
Ces valeurs devront être vérifiées lors d’un dimensionnement plus détaillé des usages et, à terme, confrontées aux données empiriques de fonctionnement du territoire.
Les différents moyens de stockage devront donc non seulement disposer de plusieurs GWh de capacité énergétique, mais être capables de fournir collectivement cette puissance lorsque la production éolienne et photovoltaïque devient insuffisante. Afin de conserver une marge de sécurité en cas de panne ou de maintenance d’une installation, leur puissance cumulée pourra être sensiblement supérieure à cette pointe.
En conclusion
Au terme de cette première analyse, une conclusion importante se dégage : l’équilibre d’un territoire alimenté principalement par l’éolien et le photovoltaïque ne dépend pas seulement de la quantité d’électricité qu’il est capable de produire sur une année. Il dépend surtout de la manière dont cette production, nécessairement variable, est organisée dans le temps.
Notre hypothèse de départ consistait à garantir en permanence environ la moitié des 177 GWh de besoins électriques annuels, soit un socle prioritaire de 88,5 GWh par an. Ce socle représente une puissance moyenne d’environ 10,1 MW et une consommation d’environ 242 MWh par jour. Il ne faut donc pas disposer de 88,5 GWh de stockage : cette quantité correspond à une consommation annuelle. Le stockage doit seulement permettre de franchir les périodes pendant lesquelles la production renouvelable devient insuffisante.
Le premier résultat de notre exercice concerne la saisonnalité. La forte baisse hivernale du photovoltaïque aurait pu laisser penser qu’un stockage massif de l’électricité produite en été serait indispensable. Or notre mix comporte beaucoup plus d’éolien que de photovoltaïque, et ces deux productions présentent une complémentarité saisonnière importante. Dans notre simulation simplifiée fondée sur le profil national de l’année 2024, aucun trimestre n’apparaît globalement déficitaire : la plus forte production éolienne pendant la saison froide compense en grande partie la faiblesse du solaire. Le problème principal ne semble donc pas être celui d’un transfert massif et systématique de l’énergie de l’été vers l’hiver, mais plutôt celui des épisodes de plusieurs jours ou semaines pendant lesquels le vent et le soleil pourraient simultanément produire très peu.
Pour répondre à ce risque, nous avons retenu comme première hypothèse environ 2 GWh de stockage électrique régulièrement mobilisable, répartis entre plusieurs technologies : deux STEP, du stockage par air comprimé, des batteries stationnaires sans lithium et, lorsque la configuration du territoire le permet, du stockage gravitaire. Une telle capacité représenterait théoriquement un peu plus de huit jours d’alimentation du socle prioritaire dans l’hypothèse volontairement extrême où l’éolien et le photovoltaïque ne produiraient plus aucune électricité.
À ce premier niveau pourrait s’ajouter une réserve profonde d’environ 1,5 GWh électriques restituables sous forme d’hydrogène, destinée non pas aux cycles quotidiens, pour lesquels son rendement est trop faible, mais aux situations rares et prolongées.
L’ensemble représenterait alors environ 3,5 GWh d’électricité utile, soit théoriquement plus de quatorze jours d’alimentation moyenne du socle prioritaire sans aucune production éolienne ou solaire, à condition que les réserves soient suffisamment chargées au début de l’épisode.
Les stockages thermiques viendraient encore compléter le système en déplaçant dans le temps certains besoins de chauffage, d’eau chaude ou de rafraîchissement, sans avoir à reconvertir systématiquement cette énergie en électricité.
La capacité énergétique ne suffit toutefois pas. Les stockages doivent également être capables de délivrer une puissance suffisante au moment où elle est nécessaire. À partir d’une puissance moyenne du socle prioritaire de 10,1 MW, nous avons retenu pour ce premier dimensionnement une pointe de l’ordre de 15 MW, pouvant atteindre exceptionnellement 18 MW.
Les moyens de stockage régulièrement mobilisables envisagés représentent ensemble environ 22 MW de puissance. À cette capacité pourrait s’ajouter, lors des situations exceptionnelles, environ 5 MW de restitution de la réserve d’hydrogène, portant la puissance totale mobilisable à environ 27 MW. Cette redondance est importante : si l’une des deux STEP de 6 MW était indisponible, les stockages courants conserveraient encore environ 16 MW de puissance, suffisants pour couvrir notre hypothèse de pointe normale de 15 MW ; avec la réserve d’hydrogène mobilisée, environ 21 MW resteraient disponibles, permettant également de franchir la pointe exceptionnelle de 18 MW.
Ces résultats ne constituent évidemment pas le plan d’ingénierie d’un réseau réel. Le dimensionnement définitif dépendrait de la localisation du territoire, de son relief, de ses ressources en eau, de la présence éventuelle de cavités ou d’anciens puits, mais également de plusieurs années de données météorologiques locales et d’une véritable courbe horaire de consommation. Certaines technologies envisagées pourraient ainsi être renforcées, réduites ou remplacées en fonction des caractéristiques du lieu.
Mais l’exercice suggère déjà que, dans la configuration étudiée, un système énergétique territorial robuste ne nécessite pas nécessairement une gigantesque capacité de batteries ni un stockage correspondant à plusieurs mois de consommation.
Il repose plutôt sur la complémentarité des productions, la diversité des moyens de stockage, la redondance des équipements, la constitution d’une réserve de longue durée, et surtout sur la possibilité de moduler une partie importante de la consommation lorsque l’énergie devient rare.
Cette dernière condition est probablement la plus importante. Un tel système ne cherche pas à reproduire, avec des éoliennes et des panneaux photovoltaïques, le modèle actuel dans lequel toute demande doit pouvoir être satisfaite immédiatement et presque sans limite. Il repose sur une autre logique : garantir en permanence les besoins fondamentaux, adapter les usages secondaires à l’énergie réellement disponible et disposer de suffisamment de réserves pour traverser les périodes exceptionnelles.
C’est en ce sens que l’autonomie énergétique recherchée ici ne doit pas être comprise comme un isolement permanent. Dans des conditions normales, le territoire aurait tout intérêt à rester interconnecté avec les réseaux voisins. Mais s’il est capable de préserver seul ses fonctions essentielles pendant une période prolongée, cette interconnexion cesse d’être une condition indispensable à sa survie et devient ce qu’elle devrait être dans un système réellement robuste : une sécurité supplémentaire.
La robustesse énergétique ne consiste donc pas à garantir l’abondance en toutes circonstances, mais à construire un système capable de garantir l’essentiel lorsque les circonstances cessent d’être « favorables ».
Régis Dauxois
Le 16 août 2026
(1) Source : Panorama de l’électricité renouvelable 2024 – RTE, Enedis, SER et Agence ORE
https://www.syndicat-energies-renouvelables.fr/wp-content/uploads/2026/06/Panorama-electricite-2024-VF-HD-1.pdf ).