Du panneau au réseau : comment les BESS stockent et restituent l’énergie solaire ?
Le solaire produit une électricité de moins en moins chère. Les systèmes de stockage par batteries (BESS) permettent de conserver les excédents produits en journée et de les restituer aux heures où la demande est la plus forte, notamment en soirée. Ils améliorent ainsi la disponibilité de cette énergie et sa valeur économique. Leur rentabilité dépend des économies réalisées et des services rendus au réseau.
Du soleil de midi à la pointe du soir.
Un BESS, pour Battery Energy Storage System, ou système de stockage par batteries, associe plusieurs équipements. Les cellules sont regroupées en modules, puis en racks installés dans des conteneurs. Elles stockent l’électricité sous forme chimique avant de la restituer à la demande. Le BMS, Battery Management System ou système de gestion des batteries, surveille la tension, la température et l’état de charge des modules. Le PCS, Power Conversion System ou système de conversion de puissance, transforme le courant continu des batteries en courant alternatif utilisable par le réseau et inverse l’opération pendant la charge. L’EMS, Energy Management System ou système de gestion de l’énergie, décide quand charger ou restituer l’électricité. Refroidissement, détection incendie, transformateur et protections complètent le dispositif. Deux unités permettent d’en comprendre la taille. Le mégawatt (MW) indique la puissance que le système peut délivrer à un instant donné. Le mégawattheure (MWh) mesure la quantité d’énergie qu’il peut stocker. Un BESS de 10 MW/20 MWh peut donc, en théorie, fournir 10 MW pendant deux heures, avant prise en compte des pertes et des marges de sécurité. Son premier rôle consiste à déplacer l’électricité solaire produite à midi vers la pointe du soir. Sa rapidité lui permet aussi de corriger un déséquilibre entre production et consommation, de stabiliser la fréquence, de lisser les variations du solaire ou de contribuer au redémarrage du réseau après une panne générale. La technologie lithium-fer-phosphate (LFP) domine désormais le stockage stationnaire : elle représentait environ 90 % des nouvelles installations mondiales en 2025. Moins dense que certaines chimies destinées aux véhicules électriques, elle est moins coûteuse, adaptée aux cycles fréquents et plus stable thermiquement.
À quelles conditions le stockage devient-il rentable ?
La baisse des prix a profondément changé l’équation. Selon l’Agence internationale pour les énergies renouvelables, le coût installé d’un BESS de quatre heures est tombé autour de 140 dollars par kWh (environ 80 000 F CFA/kWh) en 2025, près de 95 % de moins qu’en 2010. En Chine, il est même descendu sous 70 dollars par kWh (environ 40 000 F CFA/kWh). La rentabilité d’un système de stockage dépend des économies qu’il permet de réaliser et des services qu’il rend, en tenant compte des pertes d’énergie à chaque cycle. Ces bénéfices peuvent prendre plusieurs formes : utiliser le soir une énergie solaire produite à midi, réduire le recours au diesel, éviter de brider une centrale lorsque le réseau ne peut absorber toute sa production, limiter le coût des coupures ou différer le renforcement d’une ligne électrique. La rémunération de services comme la régulation de fréquence peut compléter ces économies. La rentabilité repose ainsi sur le cumul de plusieurs usages et sources de revenus, parmi lesquels l’écart de prix entre heures creuses et heures de pointe. Elle dépend aussi du nombre de cycles, de la dégradation des cellules, du financement, du combustible remplacé, de la maintenance et, sous les climats chauds, du refroidissement. Pour les pays importateurs, le risque de change s’ajoute à l’équation.
Au Sénégal, Walo Storage illustre cette logique. Mis en service en juillet 2025 à Bokhol, le projet associe 16 MW solaires à un stockage lithium-ion de 10 MW/20 MWh. Il doit notamment fournir à la Société nationale d’électricité du Sénégal (Senelec) des services de régulation de fréquence, de fonctionnement en îlot et de redémarrage du réseau. Son modèle économique repose sur un contrat d’achat de vingt ans avec l’opérateur national.
Le déplacement de l’énergie reste difficile à rentabiliser au Mali.
Le Mali est directement concerné. Le projet régional BEST, Battery Energy Storage Technology, soutenu par la Banque mondiale, prévoit pour EDM-SA (Énergie du Mali – Société Anonyme) l’installation de 80 MWh de stockage et d’équipements de synchronisation. Une étude du West African Power Pool (WAPP), le Système d’échanges d’énergie électrique ouest-africain, montre cependant que le seul déplacement de l’énergie reste difficile à rentabiliser au Mali dans ses scénarios 2025. Les perspectives deviennent plus favorables à l’horizon 2030, mais demeurent très sensibles au coût des équipements, au taux d’actualisation et au prix des combustibles. À mesure que les centrales solaires se multiplient, les BESS deviennent un outil de gestion du réseau électrique. Ils permettent de déplacer l’énergie dans le temps, de stabiliser la fourniture et de faciliter l’intégration de nouvelles capacités photovoltaïques. Leur développement dépendra de la rentabilité de ces services sur toute la durée de vie des installations.
Auteur : T.Z.
