Le stockage efface l’argument de l’intermittence, la Chine garde la clé
En une seule année, le coût du stockage par batteries a chuté de 40 %. Selon le BNEF Battery Storage System Cost Survey, le coût des systèmes de stockage stationnaire (BESS) s’établissait ainsi à 165 dollars par kWh en 2024, tandis que le prix des packs lithium-ion tous usages atteignait 115 dollars par kWh. Le rapport Electricity 2026 de l’Agence internationale de l’énergie, publié début 2026, cite pour sa part un coût moyen global d’environ 213 dollars par kWh pour 2024 et se concentre sur les enjeux de flexibilité des réseaux. C’est le moment où un argument qui structurait le débat énergétique depuis quarante ans vient de perdre sa base technique.
L’intermittence a longtemps été l’objection décisive contre le solaire et l’éolien. Le soleil ne brille pas la nuit. Le vent ne souffle pas sur commande. Sans solution pour stocker l’énergie produite aux mauvais moments, les renouvelables ne pouvaient pas assurer la sécurité d’approvisionnement d’un réseau électrique moderne. Cet argument n’a pas disparu, mais il s’est fondamentalement transformé : ce n’est plus une contrainte physique insurmontable, c’est un défi économique en voie de résolution. La question qui reste entière est stratégique : pour réussir cette transition, le monde devra-t-il accepter une décennie de dépendance industrielle envers la Chine ?
L’essentiel
- Le coût du stockage par batteries a chuté de 40 % en 2024 : les systèmes de stockage stationnaire atteignent 165 $/kWh selon BNEF, les packs lithium-ion tous usages 115 $/kWh
- La capacité mondiale de stockage a été multipliée par douze entre 2020 et 2024, dépassant 124 GW installés
- Au Texas, les coûts des services d’équilibrage du réseau ont baissé de 74 % en un an grâce au stockage
- 85 % de la chaîne de production des batteries reste concentrée en Chine, créant une dépendance structurelle pour au moins une décennie
Les nouveaux seuils de coût qui changent l’équation
Pour comprendre pourquoi ces niveaux de prix représentent une rupture, il faut partir de l’histoire récente. En 2010, le coût moyen du stockage lithium-ion se situait autour de 1 100 dollars par kWh. La parité économique avec les centrales à gaz de pointe, utilisées précisément pour répondre aux variations de la demande, nécessitait de descendre sous les 250 dollars. Ce seuil a été franchi aux alentours de 2020. La chute qui s’est produite depuis est d’un autre ordre.
Une baisse de 40 % en une seule année 2024 dépasse les projections les plus optimistes que formulaient les analystes trois ans plus tôt. Les prévisions de BloombergNEF pour 2030 oscillaient entre 60 et 80 $/kWh selon les années de publication — dès 2019, BNEF anticipait déjà environ 60 $/kWh pour les packs à cet horizon. Le prix de 151 $/kWh observé en 2022 constituait d’ailleurs une hausse exceptionnelle, et non une cible prospective. L’IEA elle-même avait tablé sur une trajectoire plus graduelle. Ce que les modèles n’avaient pas pleinement intégré, c’est l’effet combiné de l’industrialisation à grande échelle des chaînes de production chinoises, de la compétition intense entre fabricants, et des économies d’échelle liées à l’explosion de la demande tirée par les véhicules électriques.
Le résultat est un marché qui se réécrit à une vitesse que les planificateurs énergétiques peinent encore à incorporer dans leurs scénarios. Aux niveaux de coût atteints en 2024, construire un système de stockage capable de déplacer plusieurs heures de production solaire vers la soirée coûte moins cher, dans de nombreux marchés, que de maintenir une centrale à gaz en service partiel pour assurer cette flexibilité.
De 10 GW à 124 GW en quatre ans : ce que cette multiplication révèle
La capacité mondiale de stockage stationnaire a dépassé 124 gigawatts en 2024, contre moins de 11 gigawatts en 2020. Une multiplication par douze en quatre ans n’est pas simplement une statistique impressionnante : c’est la signature d’une technologie qui a franchi le seuil du déploiement industriel.
Deux types d’acteurs expliquent cette accélération. D’un côté, les services publics et opérateurs de réseau, qui investissent dans des installations de grande taille pour gérer la flexibilité au niveau du système. De l’autre, les développeurs solaires qui intègrent directement le stockage dans leurs projets, créant des centrales hybrides capables de livrer de l’énergie à des heures programmées.
Le Texas illustre ce que cette bascule produit concrètement. L’État, qui dispose d’un réseau électrique isolé géré par l’opérateur ERCOT, a vu ses coûts de services auxiliaires, c’est-à-dire les coûts payés pour maintenir l’équilibre instantané entre production et consommation, chuter de 74 % en un an. Ces services étaient historiquement rendus par des centrales thermiques capables de monter ou descendre rapidement en puissance. Des batteries le font désormais plus vite, avec moins de pertes, et à moindre coût.
Ce cas n’est pas isolé. En Australie du Sud, un État pionnier qui tire désormais plus de 70 % de son électricité des renouvelables, les batteries ont contribué à stabiliser un réseau que beaucoup prédisaient ingérable. En Californie, des projets solaires couplés à du stockage remportent des appels d’offres à des prix inférieurs à ceux des nouvelles centrales à gaz. J’avais documenté cette dynamique dans un article précédent : le couplage entre production et stockage transforme la nature même de ce que les renouvelables peuvent offrir à un réseau.
Ce qui reste vrai dans l’argument de l’intermittence
La disparition de l’argument de l’intermittence serait une formulation excessive. Ce qui disparaît, c’est sa version absolue : “les renouvelables ne peuvent pas assurer la sécurité du réseau”. Ce qui reste, c’est sa version économique et systémique : à quelle échelle, à quel coût, avec quelles contraintes le stockage peut-il effectivement remplir cette fonction ?
Trois limites méritent d’être nommées précisément. La première est saisonnière. Les batteries sont efficaces pour déplacer quelques heures de production, typiquement de la journée vers la soirée pour le solaire. Elles le sont beaucoup moins pour gérer des périodes prolongées de faible production, comme une semaine de ciel couvert en hiver dans les pays tempérés. Ce défi, distinct de l’intermittence journalière, reste ouvert et nécessite d’autres solutions : interconnexions longue distance, hydrogène, hydraulique de pompage, voire nucléaire selon les contextes nationaux.
La deuxième limite est géographique. Les économies de coût documentées au Texas ou en Californie ne se reproduisent pas mécaniquement dans des marchés où la régulation, l’accès au capital ou la demande sont structurellement différents. Dans de nombreux pays en développement, le vrai obstacle au stockage n’est pas le coût technologique mais la capacité de financement et les conditions d’investissement.
La troisième limite est systémique. Un réseau à très haute pénétration renouvelable, disons 80 % ou plus, pose des questions de stabilité de fréquence, d’inertie du système et de gestion des pannes en cascade que le stockage seul ne résout pas. Ces défis sont réels, ils font l’objet de recherches intenses, et certains pays comme le Royaume-Uni ou le Danemark les gèrent déjà à des niveaux de pénétration élevés, mais ils ne disparaissent pas automatiquement avec la baisse des coûts.
85 % de la chaîne batterie en Chine : le dilemme sans réponse simple
C’est ici que l’optimisme sur la transition énergétique rencontre sa contrainte la plus difficile à formuler sans simplifier. La chute des coûts qui rend le stockage accessible à l’échelle mondiale est, pour l’essentiel, le produit d’une décision industrielle et politique chinoise : investir massivement, pendant deux décennies, dans la fabrication de batteries au lithium-ion.
Aujourd’hui, selon les données de l’IEA, 85 % de la chaîne de production des batteries, de l’extraction du lithium à l’assemblage des cellules, est concentrée en Chine ou dépend de composants chinois. CATL, le principal fabricant mondial, détient seul plus de 35 % du marché mondial des batteries pour le stockage stationnaire. BYD, EVE Energy et plusieurs autres fabricants chinois occupent les positions suivantes.
Cette concentration crée un dilemme que ni l’Europe, ni les États-Unis, ni le Japon n’ont vraiment résolu. Accélérer la transition énergétique en déployant du stockage maintenant revient à consolider la dépendance industrielle envers la Chine pour au moins une décennie. Attendre que des chaînes alternatives soient opérationnelles revient à ralentir la décarbonation, avec des coûts climatiques réels.
Les tentatives de construire des alternatives existent. L’Inflation Reduction Act américain a mobilisé plusieurs dizaines de milliards de dollars pour développer une industrie nationale des batteries, avec des résultats préliminaires : plusieurs gigafactories sont en construction, dont des projets portés par Panasonic, Samsung SDI et des acteurs américains comme Eos Energy. L’Europe a lancé l’Alliance européenne des batteries, qui a permis l’émergence de Northvolt en Suède, même si ce dernier a traversé de sérieuses difficultés financières en 2024. Mais les délais industriels sont incompressibles : construire une chaîne d’approvisionnement compétitive face à l’avance chinoise prend entre dix et quinze ans selon les estimations les plus solides.
La politique commerciale américaine a ajouté une couche de complexité. Les droits de douane imposés sur les batteries et composants chinois sous les administrations successives ont limité les importations, mais sans que l’industrie locale soit encore en mesure de combler le différentiel de coût. Le résultat, pour l’instant, est une transition plus coûteuse aux États-Unis qu’elle ne pourrait l’être avec des batteries chinoises, ce qui ralentit précisément le déploiement que ces politiques sont censées protéger.
Ce n’est pas une position intenable indéfiniment, mais c’est une tension réelle que la rhétorique sur la souveraineté énergétique a tendance à sous-estimer. La course à l’IA illustre un dilemme similaire : la demande en énergie explose, et les choix technologiques et géopolitiques se télescopent de façon inconfortable.
Ce que les régulateurs commencent à apprendre
La bonne nouvelle est que plusieurs systèmes électriques montrent qu’il est possible de gérer une pénétration croissante du stockage sans catastrophe systémique, et parfois avec des bénéfices inattendus.
L’Australie du Sud est l’exemple le plus cité parce qu’il a précédé les autres. La “big battery” de Tesla à Hornsdale, inaugurée en 2017, était alors un pari audacieux. Elle a répondu à une défaillance du réseau en moins de 140 millisecondes, là où les centrales à gaz de réserve prenaient plusieurs minutes. Depuis, le parc de batteries en Australie du Sud a été multiplié par vingt, et l’État exporte régulièrement de l’électricité renouvelable vers ses voisins.
Ce qui s’apprend dans ces expériences, c’est la réglementation de réseau. Les marchés de l’électricité ont été conçus pour des centrales thermiques pilotables. Les règles de rémunération des services d’équilibrage, les conditions d’accès au marché, les exigences techniques pour la participation des batteries, tout cela a dû être réécrit. Les régulateurs australiens, californiens, britanniques et texans ont accumulé une expertise que d’autres pays commencent seulement à acquérir.
L’enjeu pour la décennie qui vient n’est pas seulement technologique ou industriel. C’est un enjeu de régulation et de gouvernance : comment concevoir des marchés électriques qui permettent au stockage de déployer sa valeur économique réelle ? Comment répartir les coûts de la transition entre producteurs, consommateurs et État ? Comment intégrer des objectifs de souveraineté industrielle sans bloquer un déploiement technologique dont les bénéfices climatiques sont immédiats ?
Ces questions n’ont pas de réponse universelle. Elles sont déjà tranchées différemment en Californie, en Allemagne et en Chine, avec des résultats que les autres systèmes observent attentivement.
L’argument a changé de nature, le débat reste ouvert
La chute des coûts de stockage ne règle pas la transition énergétique. Elle en transforme les termes. Ce qui était une contrainte physique difficilement surmontable est devenu un choix politique et industriel : à quelle vitesse déployer, avec quelle dépendance acceptée, avec quelles règles de marché, avec quel niveau de risque systémique géré.
C’est un terrain moins confortable que l’argument de l’intermittence, parce qu’il ne permet plus de refuser le problème en bloc. Les décideurs qui s’opposaient à la transition en invoquant l’impossibilité technique ont perdu leur argument principal. Ceux qui la soutiennent doivent maintenant répondre à des questions plus précises : comment gérer la dépendance à la Chine ? Comment financer le stockage dans les économies à faible revenu ? Comment réguler des réseaux de plus en plus complexes ?
Ces questions sont plus difficiles à esquiver que l’intermittence ne l’était. Elles ont aussi l’avantage d’être les vraies.
Sources
- IEA, Electricity 2026 — Flexibility, janvier 2026 : https://www.iea.org/reports/electricity-2026/flexibility
- BloombergNEF, Energy Storage Market Outlook (cité sans URL, rapport payant)
- ERCOT, Ancillary Services Cost Reports, 2023-2024 (cité sans URL, données publiques disponibles sur le site ERCOT)
- IEA, Global EV Outlook 2024 : https://www.iea.org/reports/global-ev-outlook-2024
- Australian Energy Market Operator (AEMO), South Australia Renewable Energy Report, 2024 (cité sans URL)
- BNEF, Battery Storage System Cost Survey 2024 : https://www.energy-storage.news/behind-the-numbers-bnef-finds-40-year-on-year-drop-in-bess-costs/
- BNEF, Lithium-Ion Battery Pack Prices 2024 : https://about.bnef.com/insights/commodities/lithium-ion-battery-pack-prices-see-largest-drop-since-2017-falling-to-115-per-kilowatt-hour-bloombergnef/
- BNEF, Lithium-Ion Battery Pack Prices 2022 : https://about.bnef.com/insights/commodities/lithium-ion-battery-pack-prices-rise-for-first-time-to-an-average-of-151-kwh/
- CATL, 2024 Annual Report : https://en.tmtpost.com/post/7516919
- IEA, Global battery markets are growing strongly — and so are the supply risks, février 2026 : https://www.iea.org/commentaries/global-battery-markets-are-growing-strongly-and-so-are-the-supply-risks
- ElectraNet / Government of South Australia : https://www.energymining.sa.gov.au/consumers/energy-grid-and-supply/our-electricity-supply-and-market