Le soleil ne brille pas la nuit. Le vent ne souffle pas toujours quand la demande est forte. Cette évidence physique constitue le talon d'Achille des énergies renouvelables : l'intermittence. À mesure que l'éolien et le solaire montent en puissance dans le mix énergétique français, la question du stockage devient centrale. Sans capacités de stockage massives, la transition énergétique butera sur un mur technique.
Pourquoi le stockage est devenu incontournable
En 2025, les énergies renouvelables variables (éolien et solaire) représentent environ 15 % de la production électrique française, selon RTE. Ce pourcentage va tripler d'ici 2035 si la France atteint les objectifs de la PPE 2026-2035. Le problème : la production renouvelable ne coïncide pas toujours avec la consommation.
Le décalage production-consommation
En été, le solaire produit massivement entre 11 h et 16 h, période où la demande est relativement modérée. En hiver, la consommation culmine entre 18 h et 20 h, quand le solaire ne produit plus rien et l'éolien est aléatoire. Ce décalage crée deux problèmes symétriques : des surplus à évacuer en période de forte production, et des déficits à combler en période de pointe.
RTE estime que la France aura besoin de 3 à 6 GW de capacités de stockage supplémentaires d'ici 2035 pour gérer l'intégration des renouvelables, en plus des 5 GW de STEP (stations de transfert d'énergie par pompage) existantes.
Les ordres de grandeur
Le stockage d'énergie couvre des besoins très différents selon l'échelle de temps :
| Besoin | Durée | Technologie adaptée |
|---|---|---|
| Stabilisation du réseau (fréquence) | Secondes à minutes | Batteries, supercondensateurs |
| Lissage journalier | 4 à 12 heures | Batteries, STEP |
| Stockage hebdomadaire | Jours | STEP, air comprimé |
| Stockage saisonnier | Semaines à mois | Hydrogène, méthane de synthèse |
Les technologies disponibles
STEP : le pilier historique
Les stations de transfert d'énergie par pompage (STEP) restent la technologie de stockage la plus mature et la plus massive. Le principe est simple : pomper de l'eau d'un bassin bas vers un bassin haut quand l'électricité est abondante et bon marché, puis turbiner cette eau pour produire de l'électricité quand la demande est forte.
La France dispose de 5 GW de STEP, répartis sur six sites principaux : Grand'Maison (1 800 MW, Isère), Montézic (920 MW, Aveyron), Super-Bissorte (730 MW, Savoie), Revin (800 MW, Ardennes), Le Cheylas (480 MW, Isère) et La Coche (320 MW, Savoie).
Les caractéristiques des STEP françaises :
- Rendement : 75 à 85 % (rapport énergie restituée / énergie consommée)
- Durée de stockage : 6 à 20 heures selon les sites
- Durée de vie : 50 à 100 ans
- Coût de stockage : 30 à 50 EUR/MWh, le plus bas de toutes les technologies
Le principal frein à la construction de nouvelles STEP est géographique : il faut deux réservoirs d'eau à des altitudes différentes, une configuration qui n'existe que dans les zones de montagne. EDF étudie des extensions de sites existants (Grand'Maison, Montézic) et un projet de STEP marine à Guadeloupe (bassin d'eau de mer en bord de falaise), mais aucun nouveau grand projet n'est en construction en métropole.
Batteries lithium-ion : la montée en puissance
Les batteries lithium-ion (Li-ion), portées par l'essor des véhicules électriques, connaissent une percée spectaculaire dans le stockage stationnaire. Leur coût a chuté de 90 % en 15 ans, passant de 1 100 USD/kWh en 2010 à 115 USD/kWh en 2025, selon BloombergNEF.
En France, plusieurs projets de grande envergure sont en développement :
- Dunkerque (Hauts-de-France) : 200 MW / 400 MWh, opérationnel 2027, porté par Neoen
- Gardanne (Bouches-du-Rhône) : 150 MW / 300 MWh, reconversion de l'ancienne centrale à charbon
- Belle-Île-en-Mer : 10 MW / 30 MWh, couplé au réseau insulaire et au solaire
Les batteries Li-ion sont idéales pour le stockage de courte durée (2 à 4 heures) et la régulation de fréquence. Leur rendement est excellent (85 à 95 %), mais leur durée de vie est limitée à 10 à 15 ans (3 000 à 5 000 cycles), et les questions d'approvisionnement en lithium et cobalt posent des défis géopolitiques et environnementaux.
Batteries alternatives : sodium-ion, fer-air, flux
La diversification des chimies de batteries est en cours. Les batteries sodium-ion, qui utilisent du sodium abondant et bon marché au lieu du lithium, atteignent la maturité commerciale en 2025 avec des premiers déploiements en Chine (CATL, BYD). Leur densité énergétique est inférieure de 30 % au Li-ion, mais leur coût pourrait descendre sous 50 USD/kWh, rendant le stockage stationnaire de longue durée économiquement viable.
Les batteries fer-air (Form Energy, États-Unis) promettent un stockage de 100 heures à un coût de 20 USD/kWh, une technologie potentiellement révolutionnaire pour le stockage hebdomadaire. Un premier déploiement pilote est prévu en 2026 dans le Minnesota.
Les batteries à flux (vanadium, zinc-brome) offrent une durée de vie quasi-illimitée (20 000+ cycles) et une séparation entre puissance et énergie qui permet de dimensionner chaque paramètre indépendamment. Plusieurs pilotes sont en cours en France, notamment dans les ZNI (zones non interconnectées).
Hydrogène vert : le stockage saisonnier
L'hydrogène produit par électrolyse de l'eau à partir d'électricité renouvelable (« hydrogène vert ») est la seule technologie mature capable de stocker de l'énergie sur des semaines ou des mois. Le principe : transformer l'excédent d'électricité renouvelable en hydrogène, le stocker (en cavités salines, en réservoirs sous pression ou sous forme d'ammoniac), puis le reconvertir en électricité via une pile à combustible ou une turbine à gaz.
Le rendement global (électricité → hydrogène → électricité) est médiocre : 25 à 35 %, soit trois fois moins qu'une batterie. Mais c'est le seul moyen de stocker des quantités massives d'énergie sur de longues périodes. La stratégie française prévoit 6,5 GW d'électrolyseurs d'ici 2030, avec un objectif révisé à 4,5 GW dans la PPE 2026-2035. Pour comprendre les différents types d'hydrogène, consultez notre article sur l'hydrogène vert, bleu et gris.
Air comprimé (CAES)
Le stockage par air comprimé (Compressed Air Energy Storage) consiste à comprimer de l'air dans des cavités souterraines (cavernes salines, mines désaffectées) quand l'électricité est abondante, puis à détendre cet air à travers une turbine pour produire de l'électricité. Deux installations industrielles existent dans le monde : Huntorf (Allemagne, 1978, 290 MW) et McIntosh (États-Unis, 1991, 110 MW).
En France, le projet Remora (stockage adiabatique en cavité saline) est à l'étude dans le bassin de la Bresse. Le rendement attendu est de 55 à 70 %, avec une durée de stockage de plusieurs jours.
Les coûts comparés
| Technologie | Coût d'investissement (EUR/kWh) | Rendement | Durée stockage | Durée de vie |
|---|---|---|---|---|
| STEP | 50-80 | 80 % | 6-20 h | 50-100 ans |
| Batterie Li-ion | 150-250 | 90 % | 2-4 h | 10-15 ans |
| Batterie Na-ion | 80-150 | 85 % | 4-8 h | 10-15 ans |
| Batterie fer-air | 20-50 (cible) | 45 % | 100 h | 20+ ans |
| Hydrogène vert | 300-600 | 30 % | Semaines-mois | 20 ans |
| CAES | 100-200 | 60 % | Jours | 30-40 ans |
Ce que prévoit RTE pour la France
Dans son rapport « Futurs énergétiques 2050 » (2021, actualisé en 2023), RTE modélise plusieurs scénarios pour le mix électrique français à horizon 2050. Tous prévoient un besoin croissant de stockage :
- Scénario N03 (100 % renouvelables) : 28 GW de batteries, 15 GW de STEP, 12 GW d'hydrogène
- Scénario N1 (50 % nucléaire, 50 % renouvelables) : 10 GW de batteries, 7 GW de STEP, 6 GW d'hydrogène
- Scénario N2 (60 % nucléaire) : 6 GW de batteries, 5 GW de STEP, 3 GW d'hydrogène
Quel que soit le scénario retenu, les capacités de stockage devront au minimum doubler par rapport à la situation actuelle. L'investissement total est estimé entre 20 et 60 milliards d'euros d'ici 2050, selon le scénario.
FAQ
Les batteries de voitures électriques peuvent-elles stocker pour le réseau ?
Oui, c'est le concept de « Vehicle-to-Grid » (V2G). En 2025, environ 1 million de véhicules électriques circulent en France, représentant une capacité de stockage théorique de 50 GWh. Si 10 % de ces véhicules étaient connectés au réseau en bidirectionnel, cela représenterait 5 GWh de stockage flexible, soit l'équivalent d'une grande STEP. Les premiers programmes V2G pilotes sont en cours (Renault-Mobilize, EDF).
Le stockage rend-il les renouvelables compétitives ?
Le coût combiné « solaire + stockage batterie 4h » est passé sous la barre des 100 EUR/MWh en 2025, selon IRENA. C'est désormais compétitif avec les nouvelles centrales à gaz (80-120 EUR/MWh) et proche du coût du nouveau nucléaire (EPR2 estimé à 70-90 EUR/MWh par la Cour des comptes).
La France a-t-elle assez de lithium pour ses batteries ?
La France dispose d'un gisement de lithium significatif en Allier (projet Imerys, 34 000 tonnes de lithium par an à partir de 2028), qui pourrait couvrir une partie des besoins. Le recyclage des batteries en fin de vie (obligation UE de 70 % de recyclage d'ici 2030) et la diversification vers les batteries sodium-ion réduiront la dépendance au lithium.
Sources
- RTE, « Futurs énergétiques 2050 — actualisation 2023 », rapport
- BloombergNEF, « Lithium-Ion Battery Pack Prices — 2025 survey »
- IRENA, « Electricity Storage and Renewables: Costs and Markets to 2030 — update 2025 »
- CRE, « État des lieux du stockage d'énergie en France — rapport 2025 »
- CEA, « Technologies de stockage d'énergie : état de l'art et perspectives », note technique, 2024
- ADEME, « Hydrogène et stockage saisonnier — analyse technico-économique », 2024
