Le marché français du stockage par batteries stationnaires (BESS) connaît une accélération sans précédent. Selon le bilan électrique 2024 de RTE, les capacités de batteries lithium-ion raccordées au réseau ont dépassé le gigawatt fin 2024, contre quelques mégawatts seulement en 2020. Une multiplication par plus de 11 en quatre ans, qui préfigure une transformation profonde du système électrique.
Un gigawatt franchi, et ce n’est que le début
Les chiffres parlent d’eux-mêmes : fin du troisième trimestre 2024, la France comptait 529 MW de BESS raccordés au réseau de transport et de distribution, un chiffre qui a continué de croître pour franchir la barre symbolique du gigawatt avant la fin de l’année. Cette trajectoire exponentielle s’explique par la convergence de trois facteurs : la chute du coût des cellules lithium-ion (divisé par dix en une décennie), les besoins croissants de flexibilité du réseau, et l’émergence de revenus attractifs sur les marchés de services système.
Mais la France reste en retard sur ses voisins européens. Le Royaume-Uni dépasse les 4 GW installés, l’Allemagne les 2 GW, et l’Italie les 1,5 GW. Selon SolarPower Europe, l’Union européenne a installé 27,1 GWh de nouvelles batteries en 2025, en hausse de 45 % sur un an, portée par le segment utility-scale.
Les projets phares qui structurent le marché
Plusieurs projets de grande envergure ont contribué à la montée en puissance du stockage français :
- TotalEnergies / Saft à Dunkerque (61 MW / 61 MWh) : mis en service en 2024, c’était alors le plus grand système de stockage par batteries de France. Il fournit des services de réserve primaire (FCR) au réseau RTE.
- Neoen — Breizh Big Battery (92 MW / 183 MWh) en Bretagne : ce projet fait figure de pionnier en testant les services grid-forming sur le réseau de transport français, une première technologique qui permet aux batteries de stabiliser la fréquence du réseau sans recourir à des alternateurs classiques.
- RWE à Fos-sur-Mer (80 MW) et plusieurs projets en zones non interconnectées (Corse, Guadeloupe, Réunion) portés par EDF et Akuo Energy, où le stockage répond à un besoin critique de stabilité réseau.
Un modèle économique qui se construit brique par brique
Contrairement aux parcs éoliens ou solaires, les BESS ne bénéficient pas (encore) de tarifs de rachat garantis en France métropolitaine. Leur rentabilité repose sur l’empilement de revenus (revenue stacking) provenant de plusieurs marchés :
- Réserve primaire de fréquence (FCR) : le marché le plus rémunérateur aujourd’hui. Les batteries, capables de répondre en moins d’une seconde, sont idéales pour ce service, rémunéré entre 15 et 25 €/MW/h selon les périodes.
- Réserve secondaire (aFRR) et tertiaire (mFRR) : marchés en cours d’ouverture aux batteries, avec des volumes croissants.
- Arbitrage spot : achat d’électricité en heures creuses (ou lors de pics de production solaire), revente en heures de pointe sur les marchés EPEX SPOT. La volatilité croissante des prix — avec des spreads journaliers dépassant parfois 200 €/MWh — rend cette stratégie de plus en plus lucrative.
- Mécanisme de capacité : rémunération de la puissance disponible lors des pics de consommation hivernaux.
La CRE (Commission de régulation de l’énergie) a publié une feuille de route dédiée au stockage, reconnaissant les batteries comme un actif essentiel du système électrique. Les premiers appels d’offres spécifiques au stockage, lancés en 2025-2026, devraient offrir aux développeurs la visibilité de long terme qui leur fait encore défaut.
BESS et STEP : deux stockages complémentaires
La France dispose par ailleurs de 5 GW de STEP (stations de transfert d’énergie par pompage), principalement dans les Alpes et les Pyrénées. Ces installations hydrauliques, capables de stocker de l’énergie pendant 6 à 12 heures, restent inégalées pour le stockage de masse. Mais elles ne peuvent pas être construites n’importe où (il faut du relief et de l’eau) et leur temps de réponse (5 à 10 minutes) est incompatible avec les services de réserve rapide.
BESS et STEP sont donc complémentaires : les batteries pour la flexibilité rapide (secondes à 2-4 heures), les STEP pour le stockage longue durée et le transfert d’énergie inter-journalier. RTE intègre les deux technologies dans ses scénarios Futurs Énergétiques 2050, qui prévoient un besoin total de stockage de 10 à 15 GW à l’horizon 2030-2035.
Les gigafactories françaises en renfort
Le développement du stockage stationnaire bénéficie de l’essor des gigafactories de batteries sur le sol français, même si celles-ci ciblent prioritairement le marché automobile :
- ACC (Automotive Cells Company, coentreprise Stellantis-TotalEnergies-Mercedes) : son usine de Billy-Berclau (Pas-de-Calais) produit ses premières cellules, avec un objectif de 13 GWh en phase 1, extensible à 40 GWh.
- Verkor : la startup française a inauguré fin 2025 sa gigafactory de Dunkerque, visant 16 GWh en phase 1 et 50 GWh à terme, avec un positionnement sur les cellules haute performance.
À terme, la disponibilité locale de cellules devrait réduire les coûts et les délais d’approvisionnement pour les projets BESS français, aujourd’hui très dépendants des importations chinoises (CATL, BYD).
+6 GW d’ici 2030 : le défi du raccordement
RTE anticipe un besoin de +6 GW de batteries supplémentaires d’ici 2030. La file d’attente de raccordement dépasse déjà les 10 GW de projets déposés, signe que l’appétit des développeurs est bien là. Mais le goulot d’étranglement se situe en aval : les délais de raccordement au réseau atteignent 24 mois en moyenne, un frein majeur que RTE et Enedis cherchent à réduire par la simplification des procédures et la création de zones de raccordement prioritaires.
Le marché européen dans son ensemble devrait dépasser les 50 milliards d’euros d’ici 2030, selon les estimations de l’association européenne du stockage d’énergie (EASE). La France, longtemps en retrait, semble enfin décidée à prendre sa part de ce marché en pleine explosion.
Ce qu’il faut retenir
Le stockage par batteries n’est plus un marché de niche en France. La barre du gigawatt est franchie, les projets de grande échelle se multiplient, et le cadre régulatoire se structure enfin. Reste à lever les freins au raccordement et à sécuriser des revenus de long terme pour transformer l’essai. Avec la montée en puissance des renouvelables et la volatilité croissante des prix de l’électricité, les BESS s’imposent comme un maillon indispensable du système électrique de demain.
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