La canicule de fin juin a envoyé un signal difficile à ignorer. Quand 5,5 GW de nucléaire s’effacent en quelques jours et que le prix de gros bondit autour de 110 €/MWh, le système électrique réclame des amortisseurs. Ces amortisseurs ont deux noms : le stockage et la flexibilité. Et la France vient de passer un cap.
Le stockage par batteries a changé d’échelle
Il y a cinq ans, la France comptait moins de 50 MW de batteries stationnaires. Début 2026, on approche 1,5 GW. Une multiplication par trente, portée par une poignée de projets XXL. Le plus emblématique vient d’entrer en service à Cernay-lès-Reims, dans la Marne : 240 MW pour 480 MWh, à base de Tesla Megapack, développé par TagEnergy avec la Banque des Territoires et raccordé par RTE. À lui seul, ce site pèse plus du double du deuxième plus gros parc de stockage du pays.
Pourquoi maintenant ? Parce que les coûts ont dégringolé et que le modèle économique tient enfin debout. Une batterie stationnaire se rémunère sur plusieurs tableaux à la fois : l’arbitrage sur le marché (acheter quand l’électricité est bon marché, revendre quand elle est chère) et les services rendus au réseau, comme le réglage de fréquence. Plus les prix deviennent volatils, plus ces revenus grimpent. La canicule et les épisodes de prix négatifs ne sont pas des accidents pour un opérateur de stockage. Ce sont des opportunités.
Ce n’est qu’un début. Dans ses scénarios Futurs énergétiques 2050, RTE table sur jusqu’à 10 GW de batteries d’ici 2035. Le pipeline dépasse déjà 7 GW de projets. La filière estime avoir besoin de plus de 6 GW raccordés au réseau haute tension dès 2030, soit près de 4 milliards d’euros d’investissements privés. Le stockage n’est plus une curiosité de laboratoire. C’est un actif industriel.
La flexibilité, l’autre levier qui grimpe
Stocker, c’est une chose. Piloter la demande en temps réel, c’en est une autre. Or les besoins d’équilibrage du réseau devraient croître de 85 % d’ici 2035, pendant que la fenêtre d’intervention des gestionnaires se réduit de moitié. Autrement dit : il faudra réagir deux fois plus vite, deux fois plus souvent.
C’est tout l’enjeu de l’effacement et des agrégateurs, qui coordonnent batteries domestiques, pompes à chaleur et bornes de recharge pour lisser les pointes. Depuis le 1er janvier 2026, le règlement européen sur le marché de l’électricité s’applique pleinement et pousse RTE à raccourcir ses périodes de contractualisation, histoire d’ouvrir la porte à de nouveaux entrants. L’Appel d’offres flexibilités décarbonées, qui a remplacé l’ancien appel d’offres effacement, met désormais batteries et effacement sur un pied d’égalité, avec un soutien pouvant atteindre plusieurs dizaines de milliers d’euros par mégawatt engagé.
Le véhicule électrique s’invite aussi dans l’équation. Avec le vehicle-to-grid, des constructeurs comme Volkswagen transforment leurs voitures en batteries pour le réseau. Des millions de batteries roulantes, disponibles la nuit, quand le réseau en a besoin.
Les STEP, le stockage longue durée qu’on oublie trop vite
On parle beaucoup des batteries. On oublie que la France dispose déjà du plus vieux stockage massif du pays : les stations de transfert d’énergie par pompage. EDF en exploite six, soit 5 GW de puissance de turbinage, Grand’Maison en tête avec ses 1 800 MW. Là où une batterie tient quelques heures, une STEP peut restituer de l’énergie pendant des dizaines d’heures.
Le parc bouge enfin. EDF vise 2 GW de projets hydroélectriques d’ici 2035, dont 1,5 GW de STEP. Plus modeste mais symbolique, la micro-STEP d’Ajaccio (12 MW), validée par la CRE le 26 mai 2026, doit entrer en service en 2029. Pour un réseau insulaire, souvent dépendant du fioul, c’est un vrai bol d’air.
Pourquoi tout ça compte, maintenant
La démonstration est venue toute seule. Cet été, la chaleur a forcé EDF à réduire la voilure, et tous les réacteurs n’ont pas réagi de la même façon face au manque d’eau de refroidissement. Résultat : des prix qui s’envolent et un réseau sous tension au pire moment. À l’inverse, quand le soleil inonde le sud à midi, les prix plongent parfois sous zéro. Dans les deux cas, le stockage et la flexibilité sont la réponse : absorber les surplus, restituer au moment critique.
Reste une brique pour le très long terme : l’hydrogène. Produit à partir d’électricité bas carbone, il peut stocker massivement les surplus et les rendre plus tard, y compris sous forme d’électricité. La preuve existe déjà, puisque le plus grand moteur 100 % hydrogène du monde a tenu le réseau espagnol. Batteries pour la seconde, STEP pour l’heure, hydrogène pour la saison : chaque technologie a sa fenêtre de tir.
La vraie question n’est plus de savoir si la France saura stocker. C’est de savoir si les investissements suivront le rythme imposé par un climat qui, lui, n’attend pas. Les 4 milliards annoncés pour les seules batteries donnent le tempo. Le prochain été dira s’il est tenu.
