Le couple batteries & solaire offre désormais, en plus de l’inertie, un coût très compétitif

Tout le monde aspire à continuité dans l’approvisionnement en électricité. Selon l’heure, le jour de la semaine, le mois, la température ambiante attendue et d’autres paramètres, la demande d’électricité du Maroc est partiellement prévisible mais, cette « moyenne probable » comporte des fluctuations conjoncturelles dont les transitions brutales sont lissées par le « foisonnement » (les abonnés ne font pas tout en même temps).

A l’instar du Centre de Dispatching de l’ONEE-BE situé aux Roches Noires, le rôle de tous les autres dans le monde est d’assurer une offre d’électricité satisfaisant la demande à tout instant.

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Les turbines des centrales électriques ont une inertie de rotation naturelle qui augmente avec leur masse donc, leur taille et finalement la puissance électrique qu’elles sont sensées restituer. Or, il se trouve que l’une des raisons pour lesquelles les réseaux électriques sont si fiables provient, entre autres, de « l’inertie » des centrales électriques qui permet à l’ensemble du système de continuer, pendant une durée limitée, en cas de panne d’une des centrales électriques, notamment, en donnant aux Centres de Dispatching le temps de réagir. Or, sans inertie il n’y a pas de latence et on perd alors ce temps, précieux avant que les systèmes de sécurité ne procèdent à des coupures d’électricité géographiquement ciblées et hiérarchisées.

Actuellement, les réseaux électriques du monde reçoivent de plus en plus d’électricité solaire photovoltaïque (PV) ou éolienne, qui, elles, ont peu (éolien) ou n’ont pas d’inertie (solaire PV). Jusqu’aux environs de 2005, par prudence, on limitait la perte d’inertie de l’ensemble du réseau et l’impact de l’intermittence en limitant à 20% l’électricité provenant de centrales intermittentes (solaires PV et éoliennes). Depuis lors, et avec l’expérience d’injection d’électricité intermittente dans les réseaux électriques des pays pionniers, au moins trois éléments ont rendu cette limite obsolète :

• le mixage approprié de centrales (turbines à vapeur, turbines à gaz, cycles combiné, hydroélectricité, éolien et solaire PV),
• l’introduction, dans les Centres de Dispatching, de logiciels (SCADA) récents, dont celui du Maroc, dont les « réseaux de neurones » apprennent par intelligence artificielle sur l’historique des réseaux,
• l’introduction de la gestion intelligente de systèmes de stockage / déstockage d’énergie, qu’ils soient BESS (pour Battery Energy Storage System) ou STEP (pour Station de Transfert d’Energie par Pompage) avec des sources « intermittentes » afin d’évacuer les excédents ou compenser les déficits.

ONDULEURS « GRID-FORMING »

Le couple (batterie) + (onduleur « grid‑forming ») a les avantages d’une source de tension autonome, qui, comme les « off-grid », peut adapter le courant produit à des caractéristiques spécifiées, sans avoir nécessairement besoin d’un réseau fonctionnel comme référence (comme c’est le cas du « grid-following »). Le système formé par le couplage d’un Système de Stockage d’Energie sur Batterie (BESS) à un onduleur « grid‑forming » confère à l’ensemble du système une « inertie synthétique » équivalente à « l’inertie naturelle » électromécanique des machines tournantes synchrones et qui, comme elles, n’est limitée que par la taille du système. L’avantage, ici, c’est que cette « inertie synthétique » n’empêche pas les onduleurs « grid‑forming » d’être extrêmement rapides à démarrer (on parle de moins d’une centaine de millisecondes) ce qui ne peut être atteint par aucune centrale conventionnelle avec un alternateur synchrone.

C’est ainsi que, sans montagnes s’y prêtant, l’Australie du Sud n’a ni barrages, ni Stockage par Transfert d’Energie par Pompage (STEP) et son opérateur du réseau électrique, « SA Power Networks », a pu intégrer d’énormes taux d’électricité renouvelables « intermittentes » (solaire PV et éolien)[1] grâce à l’usage intensif de BESS et d’onduleurs « grid‑forming ». L’Australie du Sud est suivie par la Californie dont l’opérateur réseau, California Independent System Operator (CAISO) qui, lui aussi, utilise de plus en plus d’excédents solaires du jour stockés en BESS pour approvisionner les crêtes d’appel d’électricité du début de soirée.

ONDULEURS « GRID-FORMING » AVEC BATTERIES CHARGÉES PAR SOLAIRE PV

En réalité, toute source d’électricité peut alimenter un BESS mais lorsque l’on choisit de l’alimenter avec une centrale solaire PV ou éolienne on accède au double avantage :

• de l’alimentation par l’électricité la moins chère qui existe sur le marché, là ou la ressource solaire ou éolienne est favorable,
• le « domptage » de l’intermittence de la source en absorbant les excédents dans la BESS et en faisant compenser les déficits par celui-ci.

Le principe de fonctionnement est montré dans la Figure 1 si l’on avait à répondre à un besoin en énergie B jusqu’à une certaine heure de la soirée. Sachant que les erreurs commises sur la production énergétique solaire PV de la puissance P_p(t) du lendemain sont relativement faibles, on va ordonner de générer une puissance constante jusqu’à une certaine heure de la soirée dépendant de la quantité qu’on a stockée en batterie. On a alors l’électricité solaire PV diurne injectée (B_j) qui ne coûte que son propre coût moyen actualisé LCoE(solaire) @ 0,32 Dh/kWh) alors qu’il faut ajouter à celle du soir (B_s) le coût du déstockage de l’électricité stockée LCoE(BESS) et on arrive à un LCoE global de :

LCoE = {[B_j + B_s] * LCoE(solaire) * B_s * LCoE(BESS)} / [B_j + B_s]

Figure 1 Production de puissance électrique constante durant une partie de la journée grâce au stockage

Les projets de MASEN pour Midelt étant encore « en haute mer » depuis des années, le premier qui verra le jour au Maroc sera peut-être le « modeste » projet de Aousserd qui prévoit 1,5 MW avec 5,5 MWh de BESS[2].

En plus des avantages techniques, les coûts d’investissement en batteries aux ions lithium (Li-ion), sont descendus en juin 2025 à 59 $/kWh stockable[3] après 65 $/kWh[4] en mars 2025, après 95 $/kWh en 2024 et 139 $/kWh[5] en 2023. La descente le long de la courbe d’apprentissage des batteries au lithium-fer-phosphate (LFP) est accélérée par la demande pour les voitures électriques et permet aujourd’hui de descendre le coût de l’électricité, après stockage / déstockage en BESS et de conversion en courant alternatif, à des planchers jamais atteints (en dessous de 0,05 Euro/kWhAC). Nous ne nous attarderons pas sur les promesses des baisses supplémentaires promises par les batteries aux ions sodium (Na-ion) mais dont les prix, quoique bas, pourraient baisser moins vite que les Li-ion car moins bien adaptées aux usages mobiles, à moins que…

En 2024, « GIGA Storage » a implanté en Belgique[6], une batterie stationnaire de 600 MW / 2’400 MWh, dépassant la capacité de la centrale californienne de Moss Landing et ses 1’600 MWh. Le Maroc a lui aussi lancé un appel d’offres pour fin mi-2026 pour acquérir plusieurs batteries entre 100 et 300 MWh réparties sur 10 sites et totalisant 1’600 MWh qui devraient pouvoir donner une puissance de 400 MW pendant les 4 heures de pointe, exactement la durée qu’il faut pour éviter d’utiliser des turbines à gaz.

Malgré son faible ensoleillement, l’Allemagne a obtenu en 2024 :

• 326 offres de production d’électricité solaire PV[7] entre 0,38 et 0,58 Dh/kWh sur une capacité totale de 2’231 MWc,
• 43 offres de solaire PV intégrant un stockage sur batterie[8] entre 0,72 et 0,97 Dh/kWh sur une capacité totale de 512 MW.

En juin 2025, à un appel d’offre en Chine[9], il a été proposé 25 GWh de capacité de batteries LFP sur différentes durées de stockage (1, 2 et 4 heures) et les résultats étaient stupéfiants : l’offre était de 51,59 $US/kWh pour une batterie de quatre heures (la moyenne des offres étant à 59 $US/kWh), ce qui représenterait une baisse de 30 % par rapport aux offres 2024, et de 15 % par rapport aux récent record.

Tout ceci nous force à une actualisation de nos estimations déjà publiées[10]. La Figure 2 permet montre le LCoE (Coût Actualisé de l’Energie) rapporté au kWh d’électricité alternative déstockée :

• « Gaz Nat. TAG », électricité alternative produite par une turbine à gaz déstockée depuis une BESS au plomb : inchangé à 3,55 Dh,
• « BESS Li 2024 », électricité alternative déstockée depuis une BESS au lithium-ion, au prix de 2024, alimentée par du solaire PV à 0,32 Dh/kWh : inchangé à 0,73 Dh,
• « BESS Li 2025 », idem depuis une BESS au lithium-ion au prix record de 2025 : 0,41 Dh,
• « Pumping », idem depuis une Station de Transfert d’Énergie par Pompage (STEP) : inchangé à 0,72.

Il va de soi que ces LCoE sont calculés pour les projets d’investissement exonérés de Douane et de TVA surtout pour les batteries au lithium qui sont objet de très fortes taxes à l’importation.

Figure 2 Coût actualisé de l’énergie stockée (de bas en haut) en STEP, en batteries au Li-ion (prix 2024 et 2025) et au plomb

Il convient de noter que le coût du kWh déstocké depuis les STEP et depuis les BESS au plomb n’a que très peu de chances durant les prochaines années alors que les BESS au Li-ion subissent une chute vertigineuse.

CONCLUSION 

ANNEXE 1 : INERTIE ET LATENCE

L’inertie est une résistance au changement d’état (repos ou mouvement) d’un objet. L’inertie crée de la latence qui est le délai entre un événement et son effet. L’inertie, qui induit à de la latence, concerne la masse et la résistance au mouvement, tandis que la latence est le temps nécessaire pour qu’une action se manifeste après qu’on l’ait ordonnée. Quiconque a allumé un réchaud pour chauffer de l’eau sait qu’il faut du temps pour qu’elle chauffe, qu’il faut aussi un certain temps avant qu’elle ne se refroidisse et que ce temps augmente avec le volume concerné : ça, c’est « l’inertie thermique ». Quiconque a fait de la bicyclette sait que c’est « l’inertie mécanique » due à la masse du véhicule et son passager qui empêche de démarrer rapidement mais c’est aussi elle qui fait que les roues continuent à tourner, un certain temps, quand on cesse de pédaler.

ANNEXE 2 : DISPATCHING ET CENTRALES ÉLECTRIQUES « CONVENTIONNELLES »

La multitude d’alternateurs synchrones qui alimentent les entrées du réseau électrique ont une bobine d’excitation qui doit elle-même être alimentée par le réseau électrique à une fréquence de 50 Hz (50 fois par seconde, 60 aux USA). On a donc besoin d’un réseau pour produire de l’électricité destinée à l’alimenter ! La stabilité de la fréquence constitue donc le premier indice de stabilité d’un réseau électrique. Ainsi :

• lorsque la puissance électrique demandée augmente, il y a augmentation de la résistance à la rotation des alternateurs qui vont tendre à tourner, tous, un peu plus lentement et à générer une électricité alternative à une fréquence inférieure à 50 Hz,
• lorsque la puissance électrique diminue, il y a baisse de la résistance à la rotation des alternateurs qui vont tendre à tourner, tous, un peu plus vite et à générer une électricité alternative à une fréquence légèrement supérieure à 50 Hz.

L’art des « Centres de Dispatching » des gestionnaires de réseau est de faire en sorte, d’abord, que la fréquence reste entre 49,95 et 50,05 Hz à tout moment en balançant une demande d’électricité donnée par une offre à partir des centrales qui sont gérées directement ou des interconnexions avec d’autres réseaux électriques (« l’étranger »). Ceci est souvent fait de façon statistiquement probable mais parfois aussi de façon conjoncturelle. Quand un « Centre de Dispatching » n’est plus capable de rattraper une fréquence qui baisse, il a toujours la possibilité ultime de couper l’alimentation de certains quartiers et on parle alors de « délestage » (rappelant ce que l’on faisait pour faire remonter les anciens ballons à air chaud) mais il faut bien dire que c’est une entorse à la continuité du service… et un aveu d’échec. Mais il ne faut pas du tout confondre ces « délestages », ordonnés par le « Centre de Dispatching » avec les indispensables coupures, ordonnées ici et là pour intervenir sur les lignes de moyenne, haute ou très haute tension.

Entraînées par leur turbine, l’inertie des alternateurs synchrones est un avantage pour pallier aux petites fluctuations, mais elle devient plutôt un inconvénient pour le démarrage, car parfois on voudrait bien qu’elles puissent entrer en opération rapidement pour suivre une augmentation rapide de la demande. D’ailleurs la durée de la mise en route ne dépend pas que de l’inertie mais aussi de leur mode d’alimentation car les arbres des alternateurs peuvent être entraînés par divers types de moteurs :

• par divers moteurs à combustion interne (alimentation par du gasoil pour les moteurs à cycle Diesel mais aussi par du gaz naturel ou du fuel pour ce que l’on appelle improprement « turbines à gaz »),
• par divers types de moteurs à source de chaleur externe qui fournit de la vapeur d’eau sous pression à des « turbines à vapeur » (chaleur fournie par fission nucléaire, par combustion du charbon, du fuel ou bien encore par un fluide s’échauffant par exposition à des rayons solaires concentrés ou même par contact avec des sources géothermiques),
• par la combinaison d’une « turbine à vapeur » qui prendrait sa chaleur dans la cheminée d’une « turbine à gaz » et on parle alors de centrale électrique à « cycle combiné » (alimentation par du gaz naturel). Elles produisent plus d’électricité pour une même énergie de combustible consommé.

Bien évidemment :

• les « turbines à vapeur » ne peuvent pas démarrer tant que la production de vapeur sous pression n’est pas là (imaginez la rotation d’une soupape d’une cocotte-minute) ce qui fait que la latence des « turbines à vapeur » (et donc aussi du « cycle combiné »), est tellement importante qu’il faudrait, tant que faire se peut, ne les arrêter que pour la maintenance préventive périodique,
• les « turbines à gaz » ont un temps de démarrage qui se chiffre en minutes à cause de l’inertie de leurs multiples pales (imaginez le temps nécessaire à un réacteur d’avion pour en avoir une idée),
• avec leur combustion interne sans pales, les moteurs Diesel ont un temps de démarrage réduit à quelques secondes (imaginez le démarrage d’un moteur diesel de voiture ou de camion).

ANNEXE 3 : ONDULEURS « OFF-GRID » ET « GRID-FOLLOWING »

A partir du courant continu d’une batterie, historiquement, nous avons d’abord généré du courant alternatif (d’abord carré, puis « sinusoïdal modifié » et enfin sinusoïdal) avec des onduleurs autonomes « hors‑réseau » électrique (« off-grid »). Ils n’avaient aucun besoin de se synchroniser à quoi que ce soit puisqu’ils étaient faits pour être utilisés hors réseau et que l’indispensable batterie (chargée par un moyen ou un autre) conférait au couple batterie + onduleur une inertie qui n’a de limite que la taille et les performances de la batterie.

Ensuite, nous avons eu des onduleurs « grid-following » qui ne peuvent pas fonctionner sans un réseau électrique qu’ils « copiaient » électroniquement, un peu comme les génératrices synchrones utilisent l’électricité du réseau pour alimenter leur excitation qui permet de se synchroniser avec lui. Mais le « copiage électronique » du réseau qui est fait par les onduleurs « grid-following » est trop rapide et n’a pas l’inertie qu’ont les génératrices synchrones : le temps réduit est un avantage pour s’adapter à un réseau au moment du (re)démarrage (comme pour nos onduleurs UPS de bureau lors des coupures) mais mauvais car le décrochage peut être trop rapide en cas de détection de problème sur le réseau et, en dehors même de l’intermittence de la source, et ce décrochage rapide est une menace pour les gestionnaires de réseau. L’expérience combinée de nos onduleurs UPS de bureau et celle des « grid-following » a permis de réaliser des onduleurs « grid‑forming » combinant, les avantages de l’autonome « hors‑réseau » et ceux du « grid‑following ». La dénomination d’onduleur « on-grid » reste adaptée au précédent « grid‑following » ainsi qu’au nouveau qui ne pourra pas assurer sa fonction de « grid‑forming » sans être connecté à une batterie.

Par Amin BENNOUNA (sindibad@uca.ac.ma)

RÉFÉRENCES

[1] Amin Bennouna, « Mix électrique de l’Australie du Sud, exemple technique que devrait suivre le Maroc« , Ecoactu,  03 Juillet 2025, https://ecoactu.ma/mix-electrique-de-laustralie-du-sud-exemple-technique-que-devrait-suivre-le-maroc/

[2] Mohamed Zondy, Regional Manager ONEE-BE, Annonce de report d’appel d’offres à Avril 2025, https://www.linkedin.com/posts/mohamed-zondy_onee-aousserd-hybrid-power-plant-activity-7311428523934576640-kiMs/

[3] Vincent Shaw, « China Energy Engineering launches record 25 GWh storage tender as prices hit historic low« , Energy Storage News, 26 Juin 2025, https://www.ess-news.com/2025/06/26/china-energy-engineering-launches-record-25-gwh-storage-tender-as-prices-hit-historic-low/

[4] Marija Maisch, « China’s Huadian announces winners in 6 GWh BESS tender with average bid at $65/kWh« , PV Magazine, Energy Storage, 24 Mars 2025, https://www.ess-news.com/2025/03/24/chinas-huadian-announces-winners-in-6-gwh-bess-tender-with-average-bid-at-65-kwh/

[5] Oktavia Catsaros, « BloombergNEF’s annual battery price survey finds a 14% drop from 2022 to 2023« , BloombergNEF, 26 Novembre 2023, https://about.bnef.com/insights/clean-energy/lithium-ion-battery-pack-prices-hit-record-low-of-139-kwh/

[6] Kevin CHAMPEAU, « Dans quel pays se trouvera la plus grande batterie d’Europe ?« , Révolution énergétique, 22 Janvier 2024, https://www.revolution-energetique.com/actus/dans-quel-pays-se-trouvera-la-plus-grande-batterie-deurope/

[7] Sandra Enkhardt, « Appel d’offres en Allemagne : 2,23 GW attribués, avec l’offre la plus basse à 0,0362 €/kWh », PV Magazine, 06 Mai 2024, https://www.pv-magazine.fr/2024/05/06/appel-doffres-en-allemagne-223-gw-attribues-avec-loffre-la-plus-basse-a-00362-e-kwh/

[8] Sandra Enkhardt, « L’Allemagne conclut un appel d’offres ‘Innovation’ au prix moyen de 0,0833 €/kWh« , PV Magazine, 05 Juillet 2024, https://www.pv-magazine.fr/2024/07/05/lallemagne-conclut-un-appel-doffres-innovation-au-prix-moyen-de-00833-e-kwh/

[9] Vincent Shaw, « China Energy Engineering launches record 25 GWh storage tender as prices hit historic low« , Energy Storage News, 26 Juin 2025, https://www.ess-news.com/2025/06/26/china-energy-engineering-launches-record-25-gwh-storage-tender-as-prices-hit-historic-low/

[10] Amin Bennouna, « Pourquoi a-t-on lancé tant d’appels d’offres et à manifestation d’intérêt pour des turbines à gaz ?« , EcoActu, 21 Avril (2025), https://ecoactu.ma/pourquoi-a-t-on-lance-tant-appels-doffres-et-a-manifestation-dinteret-pour-des-turbines-a-gaz/