La Commission de régulation de l’énergie a publié le 8 juin la liste des lauréats de son guichet stockage pour la Corse. Cinq projets, près de 50 MW, deux technologies. Derrière cette décision discrète se joue une question qui dépasse largement l’île : comment un système électrique saturé de solaire retrouve-t-il de la marge de manœuvre ?
Deux STEP, trois batteries : ce que la CRE a retenu
Le guichet de saisine, lancé le 18 décembre 2024 et clôturé le 15 décembre 2025, a retenu cinq projets portés par quatre sociétés mères. D’un côté, deux stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) totalisant 29,1 MW pour 132,4 MWh de capacité. De l’autre, trois batteries électrochimiques cumulant 19 MW pour 38 MWh. Mise en service prévue entre 2029 et 2030, avec des contrats courant jusqu’à 2044 pour les batteries et jusqu’à 2059 pour les STEP.
Les deux familles de stockage ne rendent pas le même service, et la CRE le souligne. Les STEP apportent de l’inertie au système électrique, un service rare et précieux sur un réseau insulaire. La STEP Saint Antoine ira plus loin, équipée d’un compensateur synchrone. Les batteries, elles, assureront la réserve primaire, cette réponse en quelques secondes aux écarts de fréquence. Deux métiers complémentaires. Un seul objectif : tenir un réseau qui n’a pas de voisin sur qui s’appuyer.
L’écrêtement solaire divisé par trois
Le chiffre le plus parlant de la délibération concerne le photovoltaïque. Sans ces installations de stockage, près de 15 % de la production solaire corse serait écrêtée en 2038, c’est-à-dire perdue faute de demande au moment où elle est produite. Avec les cinq projets en service, ce taux retombe sous les 5 %.
Le mécanisme est connu de tous ceux qui suivent la montée des prix négatifs sur le continent : le solaire produit en masse au creux de la demande, et sans capacité de déplacement de l’énergie, le système jette littéralement des kilowattheures. En Corse, le stockage permettra aussi de moins solliciter les centrales thermiques du Ricanto et de Lucciana ainsi que les turbines à combustion, au profit des liaisons sous-marines SACOI et SARCO, dont le coût variable est nettement inférieur.
353,7 millions d’euros d’économie nette pour la collectivité
En zone non interconnectée, la péréquation tarifaire garantit aux Corses un prix de l’électricité aligné sur celui de l’Hexagone, alors que produire sur l’île coûte bien plus cher. La différence est compensée par les charges de Service Public de l’Énergie (SPE), payées in fine par la collectivité.
C’est là que l’arbitrage de la CRE prend tout son sens. Les cinq projets coûteront 181,6 millions d’euros de charges de SPE sur leur durée contractuelle. En face, ils éviteront environ 535,3 millions d’euros de surcoûts de production. Solde net : 353,7 millions d’euros économisés sur trente ans. Le stockage n’est pas ici une dépense de transition, c’est un investissement rentable pour les finances publiques.
Une concurrence encore timide, des coûts qui plongent
Tout n’est pas rose dans la délibération. Côté batteries, la CRE n’a reçu que six dossiers complets, pour 39 MW et 78 MWh déposés. Elle n’en a retenu que 19 MW, loin du plafond de 40 MW qu’elle s’était fixé. Le guichet est donc sous-souscrit, signe d’un marché insulaire encore étroit où peu d’acteurs se positionnent.
Mais la dynamique des coûts compense cette timidité. Les prix présentés par les porteurs de projets ressortent 16 % sous ceux du guichet équivalent en Guadeloupe, et environ 45 % sous ceux observés à La Réunion et en Martinique. La chute continue du coût des batteries, déjà visible dans le passage de la France métropolitaine à l’échelle du gigawatt, atteint désormais les territoires insulaires. Chaque nouveau guichet se négocie moins cher que le précédent.
La suite est déjà annoncée : la CRE communiquera prochainement sur l’organisation du prochain guichet, en Guyane cette fois. Et la leçon corse vaut pour tout le monde. Les ZNI expérimentent à petite échelle ce que le continent devra généraliser, du stockage rémunéré pour ses services au système jusqu’aux mécanismes de soutien à la flexibilité, comme le futur marché de capacité piloté par RTE. Reste une question ouverte : si 50 MW suffisent à diviser l’écrêtement par trois sur une île, quel volume faudra-t-il pour absorber les 450 heures de prix négatifs que le réseau métropolitain a déjà encaissées cette année ?
