Stockage par batteries : la France en « position de rattrapage »

Le stockage stationnaire d’électricité par batteries est « devenu un maillon essentiel » pour gérer l'équilibre du système électrique européen, souligne le cabinet De Gaulle Fleurance qui y consacre la 6^e édition de son Observatoire des transitions énergétiques publiée ce 3 juin. 

Où en est-on en France ?

À l'heure actuelle, la flexibilité du système électrique français, c'est-à-dire sa faculté à maintenir son équilibre entre une offre et une demande fluctuantes d'électricité, est « d’abord assurée par le stockage hydraulique (STEP), les interconnexions avec les pays voisins et, de plus en plus, par le pilotage de la demande (effacements) », rappelle l'Observatoire.

En matière de stockage, les STEP (stations de transfert d'énergie par pompage) françaises ont une capacité de stockage cumulée d'environ 5 GW en turbinage et 4,3 GW en pompage à fin 2024. Ces installations qui consistent, selon les besoins sur le réseau électrique, à pomper ou turbiner des volumes d'eau importants entre deux lacs d’altitudes différentes ne sont pas nouvelles : la STEP la plus récente a été mise en service à la fin des années 1980, note l'Observatoire. Et leur potentiel de capacités supplémentaires est limité, notamment en raison de contraintes géographiques : entre 0,5 et 1,5 GW d'ici à 2035 selon le Bilan prévisionnel 2023-2035 de RTE.

Le parc de batteries (principalement lithium-ion) est pour sa part en plein développement en France : fin 2024, sa capacité cumulée a atteint 1,07 GW, contre moins de 50 MW il y a 5 ans. Le rythme de développement des nouvelles capacités a certes légèrement ralenti en 2024 (+ 216 MW en 2024, contre + 317 MW en 2023). Mais ce ralentissement s'explique par un « changement d’échelle dans les projets » (avec une transition vers de plus grandes installations) et constitue un signe de « la montée en puissance du secteur », selon Corentin Baschet, associé chez Clean Horizon.

« Les premiers projets, majoritairement raccordés au réseau Enedis (HTA), ont bénéficié de délais de développement plus courts. En revanche, l'essentiel du volume des projets qui arrivent seront raccordés sur le réseau HTB, impliquant des travaux plus complexes, des délais administratifs plus longs et des tensions sur les livraisons d’équipements critiques comme les transformateurs ».

Un fort développement est de fait attendu dans les années à venir, « le nombre de demandes de raccordement a été multiplié par deux depuis 2022 et plus de 7 GW de projets ont réservé leurs droits d’accès au réseau de transport d’électricité », selon une étude de RTE publiée en février 2025.

Quels revenus pour les installations de batteries ?

Les opérateurs de stockage ont différentes sources de revenus possibles, regroupés en 3 catégories par le cabinet De Gaulle Fleurance :

• une activité d' « arbitrage marché » (également qualifiée de « report de charge ») : l'opérateur achète de l’électricité sur le marché pour la stocker lorsque les prix de marché sont faibles et la revend ou vend l’électricité stockée (qui peut être issue d’une installation de production d’électricité rattachée à l’installation de stockage) lorsque les prix de marché sont plus élevés ;
• une participation aux marchés d'équilibrage (réserve primaire, réserve secondaire et réserve tertiaire dite « mécanisme d'ajustement ») : l'opérateur peut participer à des marchés rendant des « services auxiliaires » au réseau en permettant de stabiliser la fréquence du réseau électrique ou de maintenir la tension du réseau ;
• une participation au marché de capacité : dans le cadre de ce marché, une installation de stockage est assimilée à une installation de production et peut être certifiée par RTE. Les « garanties de capacité » ainsi obtenues peuvent être valorisées auprès d'acteurs « obligés » qui sont tenus par le Code de l'énergie de prouver leur capacité à alimenter en électricité leurs clients afin d’atteindre l’objectif de sécurité d’approvisionnement pendant les périodes de pointe hivernale.

Afflux de projets au Royaume-Uni

L'Observatoire examine également le développement du stockage d'énergie par batteries (BESS) ainsi que les contraintes associées et bonnes pratiques dans 3 autres pays européens : la Belgique, le Royaume-Uni et la Pologne. Il y est souligné que la France, qui a bénéficié historiquement de son parc nucléaire et de nombreuses interconnexions, est, selon Clément Girard (directeur général du fonds d'investissement Harmony Energy) « dans une position de rattrapage, un peu à réaction » en matière de stockage par batteries, par rapport à d'autres pays comme le Royaume-Uni.

Outre-Manche, la capacité installée des installations de stockage par batteries s'élevait déjà à près de 5 GW en cumul à mi-novembre 2024. Avec une puissance similaire en cours de construction. Et les projets annoncés excèdent même les besoins : « la file d'attente de raccordement pour les BESS à l'horizon 2030 s'élève à 61 GW, soit plus du double de la fourchette de capacité cible correspondante, tandis que la file d'attente pour 2035 atteint 129 GW, soit plus de quadruple de ce qui est requis à ce moment-là ».

Les niveaux de développement « requis » sont fixés par le gouvernement britanniques par technologies spécifiques : dans son Plan d'action à l'horizon 2030 publié en décembre dernier, le gouvernement a notamment fixé pour objectifs d'atteindre un parc de 43 à 50 GW d'éolien offshore, 27 à 29 GW d'éolien terrestre, 45 à 47 GW d'énergie solaire, complété par 23 à 27 GW de capacités flexibles de batteries.

Cet afflux de projets de BEES s'explique entre autres par « la baisse des coûts des batteries avec des innovations telles que les batteries lithium-fer phosphate (LFP) qui ont permis de réduire les prix du kWh jusqu’à 90% par rapport à leur pic de 2022 [...] et rendu les projets plus attractifs pour les développeurs et les investisseurs », constate Isaac Murdy, avocat spécialisé en droit de l'énergie au sein du cabinet Shakespeare Martineau. 

Ce dernier cite également des sources de revenus diversifiés sur le marché britannique qui en font « un investissement attractif » et un environnement politique et réglementaire favorable. Isaac Murdy évoque enfin« certaines demandes de nature plus spéculative, visant à sécuriser un précieux créneau de raccordement au réseau », d'autant plus avec les perspectives de nouvelles baisses des prix des batteries.

Consulter l'Observatoire des transitions énergétiques du cabinet De Gaulle-Fleurance (juin 2025).