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Au programme, des actions concrètes et locales sur la transition énergétique dans les territoires,
ainsi que des initiatives pour moins (et mieux) consommer l'énergie.
Longtemps structuré autour de moyens de production pilotables, capables d’ajuster leur niveau de production à la demande, le système doit désormais intégrer des volumes croissants d’électricité produits à partir de sources renouvelables et décarbonées, de manière variable, en fonction notamment des conditions météorologiques.
La montée en puissance des énergies renouvelables électriques, en particulier l’éolien et le solaire, indispensable pour une énergie décarbonée, transforme en profondeur le fonctionnement du système électrique. En effet, rappelons que pour maintenir l’équilibre du système électrique, la consommation (la demande) doit toujours correspondre à la production (l’offre), sans quoi le black-out est possible.
Longtemps structuré autour de moyens de production pilotables, capables d’ajuster leur niveau de production à la demande, le système doit désormais intégrer des volumes croissants d’électricité produits à partir de sources renouvelables et décarbonées, de manière variable, en fonction notamment des conditions météorologiques. Cette évolution marque une rupture avec le fonctionnement historique du système électrique, fondé sur l’ajustement des moyens de production aux besoins de consommation, ce qui fait émerger de nouvelles contraintes systémiques.
Cette transformation se traduit aujourd’hui par un risque de déséquilibre de plus en plus marqué entre production et consommation, qui traduit un décalage temporel entre les heures de production et de consommation. A certains moments, l’électricité est abondante, voire excédentaire, alors même que la demande est faible. Le système électrique se trouve alors confronté à une forme de sous-consommation relative, qui complique la gestion des flux d’énergie, la valorisation économique de l’électricité produite et, plus largement, l’optimisation du système dans son ensemble.
Dans ce contexte, le stockage d’électricité s’impose comme un levier central d’équilibrage. Il ne s’agit plus seulement de répondre à des tensions ponctuelles ou d’anticiper d’éventuels déficits futurs, mais de mieux gérer une électricité disponible en excès à certains moments, en la décalant dans le temps ou en la redirigeant vers de nouveaux usages. Le stockage devient ainsi un élément structurant de la transition énergie-climat, au même titre que les réseaux ou le pilotage des moyens de production : il accompagne l’évolution vers un système fondé sur la flexibilité.
À l’échelle du système électrique, la question du stockage s’inscrit avant tout dans un enjeu central : la flexibilité. Dans un système où production et consommation doivent rester équilibrées à chaque instant, la capacité à absorber, déplacer ou restituer de l’électricité devient déterminante pour garantir la stabilité du réseau et la continuité de l’alimentation.
Avec le développement rapide des énergies renouvelables, ce besoin de flexibilité s’intensifie. Le système doit désormais composer avec :
Dans ce contexte, le stockage apparaît comme l’un des principaux leviers de flexibilité à l’échelle du système. Il permet d’absorber les excédents d’électricité lorsque la production dépasse la consommation, de restituer cette énergie lorsque les besoins augmentent, et de lisser les déséquilibres temporels inhérents à la variabilité des énergies renouvelables. En contribuant à soulager les réseaux et à limiter l’appel aux centrales de pointe, il participe directement à la sécurité d’approvisionnement et à la décarbonation du système électrique.
À cette échelle, le stockage n’est donc pas un simple outil technique : il constitue une infrastructure stratégique.
À l’échelle des entreprises, des bâtiments ou des collectivités, les enjeux liés au stockage sont d’une autre nature. Il ne s’agit plus prioritairement d’assurer l’équilibre global du système électrique, mais de piloter finement la consommation et de mieux valoriser une production locale, dans une logique à la fois énergétique et économique.
Avec le développement de l’autoconsommation, notamment photovoltaïque, de plus en plus d’acteurs produisent une partie de leur électricité. Le stockage peut alors permettre :
Mais à cette maille, la question du stockage est indissociable de celle de sa rentabilité économique. Les investissements restent significatifs et ne se justifient pas dans tous les cas. Le stockage apparaît ainsi moins comme une solution généralisable que comme une opportunité ciblée, pertinente pour certains profils d’acteurs : sites industriels disposant de marges de flexibilité, collectivités engagées dans des stratégies énergétiques territoriales, ou particuliers les plus avancés dans leur démarche.
Dans ce cadre, le stockage devient un outil de gestion au plus près des usages, complémentaire du pilotage de la demande et des solutions d’effacement. Il contribue à rapprocher production et consommation, tout en apportant une résilience locale et de nouvelles marges de manœuvre économiques pour les acteurs capables de l’intégrer dans une stratégie globale.
Opposer stockage « système » (global) et stockage « usages » (local) serait une erreur. Les deux approches sont indissociables et doivent être pensées de manière complémentaire.
Un système électrique intégrant une importante part d’énergies renouvelables ne peut fonctionner efficacement sans :
Inversement, le développement de solutions de stockage décentralisées n’a de sens que si elles s’insèrent dans une logique globale de système, capable de valoriser ces flexibilités et de les intégrer dans l’équilibre d’ensemble. C’est dans cette articulation entre niveaux que réside l’un des enjeux majeurs de la transition énergétique.
Les stations de transfert d’énergie par pompage constituent aujourd’hui la principale capacité de stockage à grande échelle. Leur principe repose sur le pompage de l’eau vers un bassin supérieur lors des périodes de surplus, puis sur sa restitution lors des pics de consommation.
Technologie mature, les STEP (stations de transfert d'énergie par pompage) installées en montagne offrent de fortes capacités de stockage, des rendements élevés et une contribution essentielle à la stabilité du réseau. En France, elles représentent une puissance installée d’environ 4,9 GW et une capacité de stockage annuelle de l’ordre de 30 TWh, variable selon les conditions hydrologiques. Leur principal frein reste toutefois leur forte dépendance aux contraintes géographiques.
Les batteries électrochimiques déployées à l’échelle du réseau permettent une réponse très rapide aux besoins de flexibilité. Elles sont particulièrement adaptées au lissage de courtes variations, aux services système et à l’absorption ponctuelle des surplus renouvelables.
Elles apportent une souplesse nouvelle, mais restent aujourd’hui davantage orientées vers le court terme que vers le stockage de longue durée. Le nombre de demandes de raccordement de batteries a été multiplié par deux depuis 2022 et plus de 7 GW de projets ont réservé leurs droits d’accès au réseau de transport, selon une étude de RTE publiée en février 2025, illustrant l’intérêt croissant pour cette solution.
Le vecteur hydrogène permet de transformer l’électricité renouvelable en gaz via l’électrolyse, puis de la stocker sur des durées longues avant une éventuelle reconversion en électricité. Sur le papier, il ouvre la voie à un stockage de long terme, voire intersaisonnier, et à des synergies entre électricité, industrie et mobilité.
Pour autant, à ce stade, le stockage électrique sous forme d’hydrogène ne présente pas d’équilibre économique avéré pour des applications de flexibilité. Les rendements globaux restent faibles et les coûts élevés. En pratique, l’hydrogène apparaît davantage comme une piste stratégique de long terme que comme une solution opérationnelle aux déséquilibres actuels.
Le vehicle-to-grid repose sur l’idée que les batteries des véhicules électriques peuvent devenir des ressources de stockage temporaires pour le système électrique. En se rechargeant lors des surplus et en restituant de l’énergie lors des pics, elles constituent une flexibilité diffuse, dont le potentiel pourrait devenir significatif à mesure que le parc de véhicules électriques se développe.
Associées à une production renouvelable locale, les batteries permettent d’augmenter le taux d’autoconsommation en décalant dans le temps l’utilisation de l’électricité produite. Elles contribuent à une meilleure valorisation de l’énergie locale, à la réduction de la dépendance au réseau et à la sécurisation de certains sites.
À l’échelle résidentielle, toutefois, les batteries individuelles ne présentent pas encore, dans la majorité des cas, un équilibre économique satisfaisant. En revanche, à l’échelle industrielle ou de bâtiments tertiaires, des solutions commencent à émerger, à l’image de celle expérimentée par Alterna sur son offre Alt Sol, qui associe des batteries de stockage à des dispositifs d’autoconsommation photovoltaïque.
À l’échelle locale, la flexibilité repose sur une combinaison de leviers complémentaires, dont l’efficacité tient largement à leur mutualisation. Le pilotage de la consommation constitue souvent le premier d’entre eux, en permettant d’ajuster certains usages avec des investissements limités. Le stockage thermique, en convertissant l’électricité en chaleur ou en froid, s’avère particulièrement pertinent pour les usages industriels et tertiaires. Enfin, les flottes de véhicules électriques offrent un potentiel croissant de flexibilité locale lorsqu’elles sont mutualisées à l’échelle d’une entreprise ou d’une collectivité.
Au-delà des technologies actuelles, plusieurs évolutions structurantes se dessinent. Le développement de moyens de production renouvelable intégrant nativement des capacités de stockage, notamment dans le photovoltaïque, permet de mieux synchroniser production et usages dès la conception des projets.
Parallèlement, une forte capacité d’innovation locale émerge, portée par les collectivités, les acteurs industriels et les écosystèmes territoriaux. À mesure que ces initiatives se diffusent, un mouvement de massification s’engage : agrégation de flexibilités, hybridation stockage-pilotage-effacement, implication croissante des acteurs locaux. Le stockage devient ainsi un outil stratégique, inscrit dans des projets territoriaux et des chaînes de valeur locales, au service de l’équilibre du système électrique.
