Le régime impose que toutes les nouvelles installations de stockage par batterie raccordées au réseau de transport (ou celles d’une puissance égale ou supérieure à 45 MW) disposent d’une capacité de stabilisation du réseau et d’une inertie synthétique. L’arrêté ministériel signé par le secrétaire d’État à l’Énergie, Jean Paulo Gil Barroca, est entré en vigueur le 23 octobre 2026.

Il s’applique à toutes les demandes de raccordement déposées à compter de cette date et uniquement aux installations existantes faisant l’objet d’une extension, d’une modernisation ou d’un remplacement majeur des équipements. La réglementation reprend les exigences du code de réseau de l’UE applicables aux producteurs d’électricité et les étend au stockage d’énergie (à toutes les phases de fonctionnement, c’est-à-dire la décharge, la charge et l’alimentation des systèmes auxiliaires).

Elle s’applique également aux installations raccordées à 110 kV et au-delà, ainsi qu’aux projets dont la capacité est comprise entre 10 MW et 45 MW, conformément à leurs droits de capacité, à leurs autorisations ou à la documentation relative aux enchères. Toutes les installations de stockage d’énergie d’une capacité égale ou supérieure à 500 kW devront passer automatiquement de la charge à la décharge lorsque la fréquence du réseau descendra en dessous d’un seuil prédéfini de 49,2 Hz.

Les spécifications techniques découlent d’un rapport conjoint rédigé par plusieurs entités européennes (ENTSO-E, l’entité des gestionnaires de réseaux de distribution de l’UE, le CENELEC et plusieurs associations du secteur des énergies renouvelables), qui stipule que ces installations doivent disposer de réserves de puissance et d’énergie suffisantes pour pouvoir fournir une inertie synthétique en réponse à des écarts de fréquence compris entre 47,0 Hz et 52,5 Hz et à des taux de variation pouvant atteindre 2 Hz/s.

Les exigences spécifient un temps de démarrage mécanique réglable (de 1 à 20 secondes, par défaut 12 secondes) et un rapport d'amortissement minimal de 10 % pour les oscillations de puissance.

Les technologies qui fournissent déjà une inertie synchrone (par exemple, les centrales hydroélectriques à accumulation par pompage) sont exemptées de ces exigences de « stabilisation du réseau ».

Toutes les installations d’une puissance égale ou supérieure à 1 MW doivent être techniquement capables de fournir des réserves de maintien et de rétablissement de la fréquence, ainsi que de contrôle de la tension et de la puissance réactive, et seront soumises à une surveillance et à un contrôle à distance en temps réel par les gestionnaires de réseau. Les opérateurs sont autorisés à émettre des instructions de limitation de puissance en cas de congestion ou d’urgence, mais il n’est pas nécessaire de maintenir un état de charge préalable particulier à cette fin.

Toute variation de charge (à l’exception de celles destinées à la mise à disposition de réserves) doit être mise en œuvre de manière progressive sur une période de 10 minutes. Le gouvernement ne se fait aucune illusion quant à l’urgence de cette exigence, compte tenu des prévisions de croissance très fortes pour le secteur dans le cadre de la Stratégie nationale de stockage (qui vise 6,9 GW d’ici 2030, avec des enchères dédiées pour une capacité de 750 MVA) et du financement de l’UE au titre du Plan de relance et de résilience, qui soutient plus de 1 GW de projets. Le parc national de batteries opérationnelles n’atteignait que 20 MW à la fin de l’année 2025.

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