Premier projet de stockage par batteries d’edf power solutions en allemagne : un booster de réseau innovant

La transition énergétique allemande franchit une nouvelle étape avec l’attribution d’un projet majeur à EDF Power Solutions, la filiale du groupe EDF spécialisée dans les services énergétiques. L’entreprise a remporté un contrat pour déployer un système de stockage d’énergie par batteries d’une puissance de 250 MW sur le réseau allemand. Ce projet, le premier du genre pour EDF en Allemagne, a été attribué par le gestionnaire de réseau de transport (GRT) Amprion GmbH dans le cadre d’un appel d’offres visant à renforcer la flexibilité du système électrique.

Un projet stratégique pour sécuriser le réseau allemand

L’objectif principal de cette installation est de réduire la congestion du réseau électrique, un défi majeur en Allemagne où la production éolienne du nord doit souvent être acheminée vers les centres industriels du sud. Le système de batteries, qualifié de « Grid Booster » ou booster de réseau, est conçu pour optimiser les flux d’électricité et fournir des services essentiels tant sur les marchés de gros que pour les services système du réseau.

Cinq unités de stockage d’une puissance de 50 MW chacune seront installées à des nœuds clés du réseau en Bavière : à Gersthofen, Irsingen, Memmingen, Oberottmarshausen et Vöhringen. Leur emplacement stratégique permettra également une utilisation par le gestionnaire de réseau de distribution local, LVN, maximisant ainsi l’utilité et la rentabilité de l’infrastructure.

Le principe innovant du « grid booster »

Contrairement aux centrales de batteries classiques, un booster de réseau a une fonction spécifique : il simule et régule les flux d’énergie sur les lignes à haute tension. En injectant ou en absorbant de l’électricité de manière précise et rapide, il peut virtuellement renforcer la capacité des lignes existantes.

Cette technologie offre une alternative agile et économique aux lourds travaux d’extension du réseau, qui peuvent prendre des années. Elle permet aux GRT de mieux gérer les pics de production renouvelable et d’éviter les coûteuses mesures de redéploiement (réduction forcée de la production), qui coûtent plusieurs milliards d’euros annuellement au système électrique allemand.

Un modèle de double utilisation inédit

L’un des aspects les plus novateurs de ce projet réside dans son modèle d’exploitation. Pendant l’hiver, période de forte tension sur le réseau, Amprion utilisera la pleine capacité des batteries pour stabiliser le réseau de transport. Durant l’été, EDF Power Solutions pourra commercialiser cette capacité de stockage sur le marché de l’électricité allemand pour fournir d’autres services.

Cette « double utilisation » est une première en Allemagne. Elle vise à optimiser le taux d’utilisation des actifs et à améliorer leur rentabilité économique, tout en garantissant la sécurité d’approvisionnement. EDF Power Solutions conservera la responsabilité de l’exploitation, de la maintenance et de la gestion technique complète des installations pour toute leur durée de vie.

Un calendrier tourné vers 2028

Selon le planning confirmé par Amprion, ce vaste projet de stockage devrait être pleinement opérationnel au 1er janvier 2028. Cette échéance suit un processus d’appel d’offres lancé fin 2024 et une attribution de contrat accélérée. Le déploiement s’inscrit dans une dynamique plus large en Europe, où les gestionnaires de réseau explorent activement les solutions de flexibilité pour accompagner la croissance des énergies renouvelables.

D’autres GRT allemands, comme TransnetBW et TenneT, développent des projets similaires de boosters de réseau, souvent en partenariat avec des spécialistes du stockage comme Fluence. Ces initiatives reflètent une tendance de fond identifiée par les analystes du secteur. S&P Global prévoit ainsi un déploiement mondial de 17 GW de capacités de stockage dédiées à l’optimisation des réseaux d’ici 2030.

Une étape clé pour la transition énergétique

« Ce projet nous permet d’acquérir une expérience précieuse pour les futurs concepts d’exploitation des systèmes de stockage par batteries », a déclaré Christoph Müller, PDG d’Amprion. Il met en avant les avantages économiques de cette solution, notamment sa contribution à la réduction des coûts de gestion de la congestion du réseau.

Pour EDF, ce contrat marque une percée significative sur le marché allemand de la flexibilité et renforce son positionnement comme acteur intégré de la transition énergétique en Europe. Il démontre le rôle croissant des solutions de stockage décentralisées et intelligentes comme pierres angulaires des réseaux électriques de demain.