Une batterie qui réagit en un demi-clin d’œil, dix petites centrales hydrauliques qui prennent le relais. EDF Power Solutions a inauguré le 11 juin à Baixas, dans les Pyrénées-Orientales, sa centrale virtuelle Stockage Énergie Catalan (SEC) : 28 MW activables à la demande pour épauler le réseau de transport de RTE. Une première du genre en France métropolitaine.
Batteries et fil de l’eau, l’attelage inédit
Le principe tient en une phrase : marier deux mondes qui ne se parlaient pas. D’un côté, quatre batteries lithium-ion totalisant 20 MW, installées sur le site de Baixas. De l’autre, dix centrales hydroélectriques au fil de l’eau réparties dans le sud-ouest de la France, pour 8 MW de puissance cumulée. L’ensemble est piloté en temps réel par un système intelligent de gestion de la puissance et de l’énergie développé par EDF.
Catherine Bourg, coordinatrice stockage chez EDF Power Solutions, décrit un projet « unique ». Sa signature : une batterie « hyper-réactive » répond aux besoins immédiats du gestionnaire de réseau, avant de « passer la main aux centrales au fil de l’eau », capables de tenir le service dans la durée. En cas de déficit de production, le dispositif injecte sa puissance pour maintenir l’équilibre instantané entre l’offre et la demande.
Moins de 500 millisecondes pour réagir
Les chiffres donnent la mesure de la réactivité recherchée. Le système répond en moins de 500 millisecondes et atteint sa pleine puissance en 30 secondes. C’est précisément ce que demande un réseau qui intègre une part croissante de renouvelables variables : des ressources capables d’amortir les fluctuations rapides entre production et consommation, là où les groupes thermiques classiques mettent de longues minutes à monter en charge.
Pour EDF, Baixas constitue la deuxième utilisation originale de batteries lithium-ion en métropole, après un pilote couplé à une centrale à gaz. Le groupe avance prudemment, mais la direction est claire : hybrider ses actifs existants plutôt que d’empiler les mégawatts de batteries isolées. Une logique que nous avions déjà observée chez les agrégateurs de flexibilité, qui assemblent des actifs hétérogènes pour en tirer un service que chacun, seul, ne pourrait pas rendre.
Un modèle économique adossé aux appels d’offres de RTE
Reste la question qui fâche : comment rémunérer un tel actif ? RTE rappelle que l’équilibrage du réseau en temps réel repose sur des contributions diverses (stockage, effacement, moyens pilotables), activables à la demande. Pour gérer les congestions, le gestionnaire recourt à des appels d’offres « flexibilités » qui rémunèrent sur plusieurs années des capacités activables en temps réel, dès lors qu’elles permettent d’éviter ou de différer des investissements de renforcement du réseau.
C’est l’un des leviers de valorisation du dispositif de Baixas. Dans un marché où les prix négatifs se multiplient et où la volatilité intrajournalière dépasse parfois 190 €/MWh sur une seule journée, la capacité à réagir vite et longtemps devient un actif en soi. Les services système (réglage de fréquence, réserves) complètent la panoplie.
L’hydraulique, vieil allié du stockage
Le choix de l’hydraulique n’a rien d’anecdotique. Les stations de transfert d’énergie par pompage représentent plus de 90 % des capacités mondiales de stockage d’électricité, rappelle EDF, qui exploite 5 GW de puissance de turbinage en STEP sur le territoire français. Le fil de l’eau n’offre pas la même souplesse qu’une STEP, mais il apporte ce que la batterie n’a pas : de l’endurance.
La complémentarité des deux briques dessine une architecture que l’on pourrait voir essaimer. La batterie encaisse le choc, l’hydraulique tient la position. Aucune des deux technologies n’aurait, seule, le même intérêt économique, comme le montre notre guide du stockage par batteries stationnaires : la valeur d’un BESS dépend d’abord des services qu’il peut empiler.
Un démonstrateur qui en appelle d’autres
Avec ses 28 MW, Stockage Énergie Catalan ne bouleversera pas l’équilibre du système électrique français. Son intérêt est ailleurs : prouver qu’un parc existant de petites centrales hydrauliques, souvent centenaires, peut devenir le prolongement naturel d’une batterie moderne, sans béton supplémentaire ni nouveau raccordement majeur. La France compte des centaines d’installations au fil de l’eau de ce gabarit. Si le modèle de Baixas tient ses promesses opérationnelles et économiques, EDF disposera d’un gisement de flexibilité considérable, déjà raccordé, déjà amorti. La question n’est plus de savoir si ces hybridations vont se multiplier, mais à quel rythme.
Sources : L’Usine Nouvelle, AFP via Boursorama (11 juin 2026), energynews.pro (12 juin 2026).
