Le stockage d’électricité constitue un levier essentiel de la massification de la production EnR, permettant d’absorber les surplus de production et de restituer l’énergie lors des périodes de forte demande (gestion infra-journalière).

Au 1er septembre 2025, RTE a répondu positivement à 12,6 GW de demandes de raccordement pour des batteries sur le réseau public de transport, qui s’ajoutent aux 0,3 GW déjà en service. Ce volume intègre les capacités sans contrainte allouées à la suite de la publication des capacités disponibles en mars 2025.

Enjeux techniques et systémiques du stockage

Contribution à l’équilibrage et à la stabilité du réseau

Le stockage "standalone", c’est-à-dire déployé indépendamment d’un site de production ou de consommation spécifique, constitue un outil structurant pour le fonctionnement du système électrique.

Il permet notamment de fournir des services système indispensables qui ont pour but d'assurer le maintien de la fréquence, de la tension et de façon plus globale la stabilité du réseau électrique, telles :

• La régulation de fréquence - aussi appelée réserves primaire (FCR) et secondaire (aFRR)

• La constitution de réserves opérationnelles ;

• L’optimisation de l’équilibre entre production et consommation.

Dans un système caractérisé par une forte pénétration d’énergies renouvelables, le stockage permet de limiter les phénomènes d’écrêtement de production et peut contribuer à réduire les épisodes de prix négatifs sur les marchés de l’électricité.

Complémentarité avec les infrastructures existantes

En France, les capacités de stockage reposent majoritairement sur les STEP (Stations de Transfert d’Énergie par Pompage), qui constituent aujourd’hui la principale technologie de stockage à grande échelle. Toutefois, les batteries stationnaires connaissent un développement rapide, notamment en raison de leur modularité et de leur réactivité et de la baisse des couts de fabrication - divisés par dix en dix ans (AIE, 2024).

Il est à noter que les STEP ne suivent pas le même développement que les batteries stationnaires.

Enjeux économiques et de marché

Le modèle économique du stockage stand-alone repose principalement sur la participation à différents mécanismes de financement :

• Réserve primaire (FCR) - capacité minimale 1 MW / 1 MWh ;

• Réserve secondaire (aFRR) ; capacité minimale 1 MW ;

• Mécanisme de capacité (mFRR) ;

• Arbitrage marché de gros (day-ahead et intraday).

A l’exception des mécanismes de réserve, qui dépendent des prix proposés, de la disponibilité de l’actif et de sa propension à être sollicité par RTE, la rentabilité de ces installations dépend fortement de la volatilité des prix de l’électricité. Les analyses sectorielles soulignent que le développement du stockage nécessite une visibilité économique suffisante afin de sécuriser les investissements.

Enjeux réglementaires et organisationnels pour les collectivités

Les AODE sont habilitées à intervenir en matière de stockage. Elles le sont, en premier lieu, au titre de leur compétence de maîtrise d'ouvrage.  

L'article L. 2224-31 du CGCT prévoit explicitement que l'AODE peut recevoir des aides du FACE notamment "lorsque ces travaux visent à faciliter l'insertion des énergies renouvelables sur le réseau et le développement de services de flexibilité" (ces dispositions sont issues d'un amendement rédigé par la FNCCR). Il existe ainsi un sous-programme du FACE qui porte sur les opérations de transition énergétique et de développement de solutions innovantes permettant une gestion plus efficace du réseau électrique. Ce sous-programme peut notamment aider "l'installation de dispositifs de stockage destinés à améliorer la qualité d'alimentation électrique au sens de l'arrêté du 24 décembre 2007 et dès lors que cette opération est justifiée au plan technico économique par rapport à une solution conventionnelle de réseau".

Indépendamment du cadre du FACE, une AODE peut directement développer et exploiter des installations de stockage sous sa maîtrise d'ouvrage. 

Le stockage d'énergie électrique est une activité définie dans le code de l'énergie (art. L. 352-1) qui relève du marché concurrentiel. Si les gestionnaires de réseaux de distribution ne sont pas autorisés, sauf exception, à posséder, développer ou exploiter des installations de stockage (art. L. 352-2 du code de l'énergie), tel n'est pas le cas en revanche des AODE.

Dans ces conditions, une AODE peut développer et exploiter une installation de stockage dès lors que, d'une part, ses statuts le lui permettent et d'autre part que cette activité - qui doit être assimilée à une activité économique concurrentielle - réponde à un objectif d'intérêt général en lien avec ses compétences (condition pour qu'une collectivité soit habilitée à intervenir en matière économique selon la jurisprudence). Cette condition ne devrait pas être difficile à satisfaire : les effets positifs du stockage sur le réseau de distribution d'électricité permettent d'établir l'existence d'un lien entre cette activité et la compétence d'AODE.

On doit également s'assurer que l'intervention de l'AODE ne perturbe pas le jeu concurrentiel si d'autres acteurs sont susceptibles de développer des projets similaires sur le territoire concerné.

Enjeux du stockage associé aux actifs de production

Optimisation technique et opérationnelle des installations

Le couplage du stockage à des installations de production, notamment photovoltaïques et éoliennes, constitue un levier majeur d’optimisation opérationnelle. Cette association permet d'optimiser les raccordements, limiter les fluctuations d’injection et contribue à renforcer la prévisibilité de la production.

Les usages peuvent être variés : gestion des prix négatifs pour les producteurs, contractualisation d’un PPA conditionné à du stockage pour profiler/décaler la production ; optimisation de boucles d’ACC ou de projets d’ACI.

Enjeux économiques pour les producteurs et les territoires

Valorisation de l’électricité produite

L’association du stockage à la production permet aux exploitants d’optimiser la valorisation de leur production. Elle favorise :

• L’augmentation de l’autoconsommation ;

• L’adaptation aux signaux de prix du marché ;

• La limitation des pertes économiques liées aux restrictions d’injection.

Gestion des raccordements du stockage + production (Enedis-PRO-RES_78E)

Les Installations de stockage en tant que telles ne rentrent pas dans le cadre de définition des EnR ; seule entre dans le champ d’application des S3REnR l’Installation de production renouvelable à hauteur de la valeur minimale entre la puissance de raccordement en injection du site et la puissance installée de l’Installation de production renouvelable.

À ce titre, ces installations doivent s’acquitter du paiement de la quote-part sur cette puissance minimale. Si la puissance de raccordement déclarée en injection est strictement supérieure à la puissance installée de l’Installation de production renouvelable, alors cette fraction supplémentaire de la puissance de raccordement en injection ne relève pas d’un S3REnR.

Pour préciser le second cas, prenons l’exemple d’une installation de puissance installée de 12 MW avec un unique point de livraison et les caractéristiques suivantes :

• Une installation EnR dont la puissance installée est de 10 MW ;

• Une installation de stockage dont la puissance installée est de 2 MW.

Si l’installation de stockage est utilisée pour lisser la pointe de production EnR et ainsi déclarer une puissance de raccordement en injection (Pracc) de 8 MW (associée à un bridage dynamique au Point de Livraison), alors l’installation devra s’acquitter du paiement d’une quote-part sur 8 MW.

Si l’installation de stockage est utilisée pour reporter la production EnR pour un arbitrage de marché et ainsi déclarer une puissance de raccordement en injection (Pracc) de 12 MW, alors l’Installation devra s’acquitter du paiement d’une quote-part sur 10 MW. La puissance de raccordement en injection sera donc constituée de 10 MW relevant du S3REnR, et décomptant des capacités réservées aux EnR, complétés par 2 MW ne relevant pas du S3REnR, et soumis au barème de facturation par branchement-extension à l’instar des Installations de production non EnR.