Le système électrique français fait face à des enjeux climatiques, structurels et financiers croissants, que des crises majeures peuvent venir aggraver — comme l’ont montré les tensions de l’hiver 2022-2023, ou les contraintes pesant sur l’exploitation du parc nucléaire.
À ces défis s’ajoute un enjeu de fond : les objectifs d’atténuation et d’adaptation au changement climatique impliquent un développement accru des énergies renouvelables, ce qui accentue les besoins de stabilité des réseaux électriques, tant en tension qu’en fréquence.
Une électrification des usages à concrétiser
Fin avril, le Gouvernement a présenté son plan d’électrification, avec l’ambition de lancer 100 territoires d’électrification. Un objectif ambitieux, mais qui s’inscrit dans un contexte où les trajectoires d’électrification des années précédentes n’ont pas été atteintes : la consommation d’électricité stagne depuis plusieurs années, alors même que les capacités de production continuent d’augmenter.
L’électrification massive des usages à venir, au premier rang desquels le développement des véhicules électriques, devrait néanmoins avoir un impact significatif sur les actifs de production comme sur les réseaux. Les enjeux d’équilibre entre offre et demande sont donc appelés à s’intensifier dans les prochaines années, et le stockage d’électricité pourrait constituer l’une des réponses à cette problématique.
Ce que prévoit la PPE
Publiée le 13 février dernier, la Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE) fixe des objectifs par filière, avec un traitement inégal accordé au stockage selon les technologies concernées.
Des objectifs chiffrés existent pour les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP), avec une hausse visée de 1,7 GW d’ici 2030-2035, pour une capacité actuelle d’environ 5 GW. Un objectif provisoire de 6,5 GW de capacités d’effacement à l’horizon 2030 a également été fixé.
Le texte évoque en outre un « bouquet de flexibilités décarbonées », associant stockage, effacement, interconnexions et énergie thermique décarbonée, et annonce des travaux complémentaires pour 2026 : indicateurs de besoins en flexibilité, études confiées à RTE, et refonte du mécanisme de capacité.
Le paradoxe du stockage par batterie électrochimique
En revanche, sur le stockage par batterie électrochimique — une solution en plein essor, déployée sous différentes formes (hybridation, stand-alone, colocalisation avec le solaire) — la PPE ne fixe, à ce stade, aucun objectif quantitatif.
Son développement est renvoyé aux seuls signaux du marché de gros et du mécanisme de capacité, ainsi qu’à une clause de revoyure prévue en 2027. Un choix qui interroge, alors que plus de 13 GW de projets sont aujourd’hui en file d’attente chez RTE, et que la part des installations résidentielles intégrant une batterie est passée de 2 % en 2024 à 17 % au quatrième trimestre 2025.
Des réalités contrastées dans les territoires
C’est précisément dans cet écart entre une dynamique de terrain déjà bien réelle et un cadre national encore en construction que se situent les enjeux actuels. Plusieurs paradoxes apparaissent dans les territoires :
- La majorité des collectivités situées sur des réseaux non saturés voient arriver des développeurs de projets de stockage ;
- À l’inverse, les territoires dont les réseaux sont saturés s’interrogent sur le rôle que pourrait jouer le stockage pour répondre à ces contraintes ;
- Pourtant, aujourd’hui, le développement du stockage reste avant tout piloté par des mécanismes de marché.
Des intervenants pour éclairer ces enjeux
Plusieurs experts ont pu apporter le 30 juin 2026 un éclairage sur ces différentes dimensions :
- Adrien Manchon, directeur adjoint des réseaux de la CRE, sur le lien entre actifs de stockage et TURPE, notamment la question des poches d’injection et de soutirage ;
- Pierre Sacher, responsable de l’Observatoire national du stockage co-porté par l’ADEME, la CRE, Enedis et RTE, pour une analyse des enjeux fonciers ;
- Estelle Brossard, directrice d’un pôle au sein de la direction marchés de RTE, pour les mécanismes de financement de ces actifs ;
- Alvaro Arguello-Incer, de la direction clients et territoires d’Enedis, évoquera l’état du stockage sur le réseau de distribution et les schémas de raccordement du stockage hybride ;
- Vincent Hanneton, délégué management de l’énergie chez EDF SEI, où les enjeux d’équilibre sont d’autant plus marqués que ces territoires ne sont pas interconnectés.
Dans la continuité de cette journée d’études, deux publications sont en cours de consolidation par les services de la FNCCR : une feuille de route pour cadrer les travaux sur cette thématique ainsi qu’une note de position sur le déploiement de ces actifs dans les territoires.