L’Union européenne a installé 27,1 GWh de nouvelles capacités de stockage par batteries en 2025, soit 45 % de plus qu’en 2024. Dans le même temps, son pipeline industriel de production de cellules reculait de 29 %. Le marché accélère, l’usine freine.
Aux États-Unis, la batterie a changé de camp politique
Donald Trump a recentré la politique énergétique américaine sur les fossiles et durci les conditions de développement de l’éolien et du solaire. Le stockage, lui, est passé entre les gouttes. Il reste éligible au crédit d’impôt fédéral à l’investissement pour tout projet dont la construction débute avant fin 2035, à taux plein jusqu’en 2033 puis dégressif. Pour l’éolien et le solaire, la fenêtre s’est refermée : sauf chantier lancé avant le 4 juillet 2026, les projets doivent être en service d’ici fin 2027 pour en bénéficier.
Le résultat est spectaculaire. Plus de 40 GW de batteries utility-scale opérationnelles au troisième trimestre 2025, et 45 GW supplémentaires attendus sur 2026 et 2027. Un rythme que l’Europe ne connaît pas.
Pourquoi cette exception ? Parce que la batterie a cessé d’être un argument climatique pour devenir un argument de fiabilité. Les centres de données pourraient représenter près de 12 % de la consommation électrique américaine d’ici 2030. Quand la capacité à mettre des mégawatts à disposition rapidement, au bon endroit, devient aussi stratégique que la puissance de calcul elle-même, le stockage cesse d’être une option verte.
Le Texas prouve qu’on peut se passer de mandat
La comparaison Californie-Texas est édifiante. La Californie a construit son marché du stockage à coups d’obligations d’achat, d’un objectif de 60 % d’électricité renouvelable en 2030, d’une trajectoire vers une électricité décarbonée en 2045 et d’un marché du carbone. Le Texas n’a ni mandat de stockage, ni objectif climatique comparable. Et les batteries y explosent tout autant.
L’explication est purement économique. Le marché texan fonctionne en mode energy-only : pas de rémunération de capacité pour maintenir des moyens disponibles, donc un signal-prix qui passe presque entièrement par la rencontre entre offre et demande. Une batterie se recharge quand c’est bon marché, revend quelques heures plus tard, et empoche en prime des revenus de services système. Ajoutez un processus d’interconnexion d’environ trois ans et demi, contre près de six ans ailleurs aux États-Unis, et le modèle tourne.
La leçon est difficile à entendre à Bruxelles comme à Paris. Le stockage n’a plus besoin d’être subventionné au nom du climat pour trouver son marché. Il lui faut de la volatilité, un accès rapide au réseau et une fiscalité qui ne le punit pas. En France, le débat porte plutôt sur une taxe sur le stockage dans le budget 2027.
La dépendance chinoise, angle mort de Washington
Il y a un revers. En 2025, la Chine représentait encore plus de 80 % de la production mondiale de cellules de batteries. Washington considère désormais les batteries comme stratégiques pour la fiabilité du réseau et la course à l’IA, ce qui rend cette dépendance de plus en plus inconfortable. Mais couper brutalement les approvisionnements ferait grimper les coûts au pire moment.
D’où une stratégie de rééquilibrage progressif, facilitée par un hasard de calendrier : le ralentissement du marché américain du véhicule électrique a libéré des capacités industrielles. Ford, LG Energy Solution et SK On en réorientent une partie vers le stationnaire. LG Energy Solution a commencé en 2025 à produire localement des cellules LFP pour le stockage en Amérique du Nord et vise plus de 50 GWh de capacités ESS dans la région d’ici fin 2026.
L’Europe installe, mais ne fabrique pas pour le réseau
Le contraste européen est brutal. En 2025, l’Europe disposait d’environ 252 GWh par an de capacité nominale de production de cellules. Près de 92 % de cette capacité était dédiée aux véhicules électriques. En aval, moins de 20 % des usines européennes d’assemblage de modules et de packs servaient le stockage stationnaire.
Autrement dit, l’appareil productif européen a été calibré pour l’automobile pendant que la demande basculait vers le réseau. Et le décalage s’aggrave. Le pipeline européen de capacités de production de cellules a reculé de 29 % entre janvier 2025 et mai 2026. Pour les seuls producteurs européens, la chute atteint 44 %. Financement difficile, coût et complexité de la montée en cadence, concurrence de fabricants asiatiques déjà industrialisés : rien de nouveau, mais tout s’accumule.
Bruxelles répond avec les moyens du bord
La Commission bouge. L’Industrial Accelerator Act introduirait progressivement des critères d’origine européenne dans certains soutiens publics au stockage, du BMS jusqu’aux cellules. En juillet 2026, Bruxelles a par ailleurs ouvert un appel à projets de 1,5 milliard d’euros au titre de la Battery Booster Facility, sous forme de prêts à taux zéro destinés à accompagner la montée en cadence des producteurs installés en Europe. Les premiers versements sont attendus avant la fin 2026.
Modeste face au défi ? Sans doute. Mais la comparaison directe avec Washington est trompeuse, parce que l’UE n’a pas les mêmes leviers. Les États-Unis peuvent mobiliser la fiscalité fédérale pour abaisser directement le coût de production domestique. Bruxelles doit bricoler avec la commande publique, les enchères, les aides conditionnées et les critères de contenu européen.
Ce que ça change pour la flexibilité française
Le marché, lui, ne demande pas d’autorisation. Août 2026 a affiché un prix spot moyen de 123 €/MWh en France, avec un spread moyen de 134 €/MWh depuis le début de l’année et des revenus de batteries supérieurs de 65 % à ceux d’août 2025, selon Storio. Nous avons détaillé ce basculement dans notre analyse des prix spot de l’été 2026.
Un opérateur français qui veut saisir ces spreads achète aujourd’hui des cellules asiatiques. C’est rationnel à l’échelle d’un projet. À l’échelle d’un continent qui vient de redécouvrir que la sécurité d’approvisionnement n’est pas un détail, c’est une position inconfortable. La question n’est donc plus de savoir si l’Europe va installer des batteries. Elle va en installer, beaucoup, parce que la volatilité les paie. La question est de savoir qui encaissera la marge industrielle.
Retrouvez l’ensemble de l’actualité du jour dans notre veille énergie du 15 septembre 2026.
Correction du 22 octobre 2026 : la légende de l’illustration indiquait « 750 heures de prix négatifs depuis janvier 2026 ». Ce chiffre, repris de notre analyse du 7 septembre, porte sur les heures de prix nuls ou négatifs. Selon la CRE, la France comptait 568 heures à prix strictement négatifs au 8 octobre 2026 (note « Éclairage sur… » n° 2). La légende a été corrigée.
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