Batteries, hydrogène, volants d'inertie… Ce n'est pas un hasard si, parmi ses 34 plans de reconquête industrielle, Arnaud Montebourg a confié le groupe de travail sur le stockage de l'électricité à un acteur neutre : le CEA. « Il persiste un débat technologique et nous n'avons pas voulu le trancher en confiant le pilotage à un industriel en particulier », a justifié le ministre du Redressement productif en lançant son programme Nouvelle France industrielle. Si plusieurs technologies existent, elles partagent toutefois un point commun : « La réglementation ne prévoit pas de rôle de stockeur d'électricité », résume Florent Germain, responsable du marché smart grid pour Schneider Electric. La solution historique par pompage-turbinage existe bien, mais à mesure que les technologies se multiplient, des questions se posent. « Les moyens de stockage appartiennent-ils au réseau, au même titre que des équipements comme les câbles et les pylônes ? » interroge Laurent Schmitt, vice-président d'Alstom Grid. Est-ce plutôt un élément, tantôt injectant, tantôt soutirant de l'électricité, donc analogue à une centrale ? La question n'est pas anodine dans un secteur partagé entre le domaine régulé (la gestion du réseau) et le marché ouvert à la concurrence (la fourniture d'électricité). Là où tout se complique, c'est qu'il n'existe pas un stockage, mais plusieurs… selon leurs rôles dans le réseau. Les démonstrateurs smart grid déployés dans les territoires visent à délimiter ces fonctions. « Les expérimentations permettront de tester les services que peut rendre le stockage. Il en existe plus d'une dizaine », évalue ainsi David Marchal, adjoint au chef de service réseaux et énergies renouvelables de l'Ademe. Pêle-mêle, le stockage pourrait, entre autres, contribuer à l'équilibre du réseau en tension ou en fréquence, constituer une réserve d'énergie, écrêter les pointes de consommation, etc. Or, son modèle économique dépendra de sa fonction. Quel acteur investira et qui paiera en échange de quel service ? Il faudra bien réglementer. Les démonstrateurs explorent donc diverses configurations. « Dans le projet Venteea, la batterie raccordée au transformateur électrique est gérée par le gestionnaire de réseau ERDF. À Issygrid, c'est Bouygues Énergies & Services qui joue ce rôle, compare Florent Germain. Dans le démonstrateur Millener, le stockage est installé chez le particulier. » Le but de ces expérimentations, qui se termineront entre 2014 et 2016, est de repérer tous les obstacles réglementaires qui pourraient se dresser sur la route du stockage. L'un est déjà montré du doigt. Il concerne le tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité (Turpe), qui finance les activités des gestionnaires de réseaux. Aujourd'hui, les solutions de stockage doivent l'acquitter deux fois, quand ils soutirent de l'électricité au réseau puis quand ils la réinjectent. La Commission de régulation de l'énergie n'y voit aucun problème, car elle assimile le stockage à la juxtaposition sur un même site d'un consommateur et d'un producteur. D'autres y voient une double peine.