La baisse de 50% du coût des batteries en deux ans déclenche un boom des demandes de stockage auprès des entreprises françaises. Le stockage devient un outil stratégique pour sécuriser l’approvisionnement électrique et optimiser les coûts énergétiques, notamment combiné au photovoltaïque.
Stockage d’électricité : prix des batteries divisé par deux, les entreprises s’y mettent massivement
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Published on 18 mai 2026 4h30
21%21% de l'énergie consommée dans le monde est de l'électricité.
Vous observez une hausse de 400% des demandes de stockage sur le second semestre 2025. Concrètement, quels sont les profils d'entreprises qui franchissent le pas et pour quels montants d'investissement ?
Nous observons en effet une forte accélération des demandes, qui concerne des profils d’entreprises assez variés. Cela va aussi bien d’acteurs industriels, avec des consommations importantes et continues, que d’acteurs du retail, de la grande distribution ou de la logistique, souvent plus exposés aux pics de puissance en journée. Le point commun est la recherche de maîtrise énergétique : réduction de la facture globale, sécurisation face à la volatilité des prix, et optimisation de la valorisation du photovoltaïque en autoconsommation. On distingue aujourd’hui deux grands cas d’usage du stockage. Le premier est celui de l’autoconsommation, où la batterie permet d’augmenter significativement le taux d’énergie solaire consommée sur site, en lissant les décalages entre production et consommation. Le second est celui des services réseau, où le stockage peut être valorisé via la flexibilité et l’injection ou la modulation de puissance aux moments de tension du système électrique. En termes d’investissement, les montants varient selon la taille des installations et les usages, mais on se situe généralement autour de 2 millions d’euros pour des projets significatifs combinant autoconsommation et optimisation énergétique. Dans tous les cas que nous voyons aujourd’hui, ces projets sont structurés en tiers-investissement, ce qui permet aux clients de bénéficier des solutions sans mobiliser de CAPEX, tout en sécurisant la performance et la rentabilité dans la durée.
La baisse de 50% du coût des batteries en deux ans change-t-elle vraiment la donne économique ? À partir de quelle taille d'installation ou de consommation le stockage devient-il rentable aujourd'hui ?
Oui, clairement, la baisse des coûts change la donne. On observe effectivement une division par deux des prix sur certains segments en deux ans, cela rapproche le stockage des prix de marché de l’électricité et ouvre de nouveaux cas d’usage. Pour autant, la rentabilité dépend avant tout du profil de consommation. Le stockage devient pertinent dès lors qu’il y a des pics de puissance ou une forte part d’énergie photovoltaïque non consommée sur site. Concrètement, on commence à voir des modèles économiques viables à partir de sites ayant des puissances appelées supérieures à 500 kW. En réalité, le sujet n’est plus seulement la taille, mais la capacité à “empiler” les leviers de valeur : autoconsommation, écrêtement des pics, arbitrage tarifaire. C’est cette combinaison qui fait aujourd’hui basculer les projets dans le domaine du rentable.
Au-delà de l'argument financier, quels sont les véritables enjeux opérationnels qui poussent les entreprises à s'équiper ? La volatilité des prix de l'électricité joue-t-elle un rôle déterminant ?
Au-delà de l’argument financier, les enjeux sont avant tout opérationnels et stratégiques. Les entreprises cherchent de plus en plus à sécuriser leur approvisionnement électrique, dans un contexte où la dépendance au réseau peut devenir un facteur de risque, notamment pour les sites industriels sensibles ou les activités à forte continuité de service. Le stockage permet de lisser les pics de consommation, d’éviter certaines contraintes de puissance souscrite, et d’améliorer la résilience face aux aléas réseau. La volatilité des prix de l’électricité joue effectivement un rôle important, mais elle agit surtout comme un accélérateur. Elle a profondément changé la perception du risque énergétique côté entreprises. Cette volatilité s’exprime à deux niveaux : d’une part une volatilité structurelle liée aux conditions de marché et aux enjeux géopolitiques, qui impacte les prix sur le moyen et long terme ; d’autre part une volatilité intra-journalière, se traduisant par des écarts de prix importants au cours d’une même journée. Dans ce contexte, le stockage est perçu comme un outil de pilotage : il permet à la fois de sécuriser les coûts dans un environnement incertain et de capter de la valeur en optimisant les décalages entre production, consommation et prix de l’électricité, en complément du photovoltaïque. Enfin, il y a aussi un enjeu croissant de performance énergétique et de décarbonation. Couplé au solaire, le stockage permet d’augmenter significativement le taux d’autoconsommation et donc de maximiser l’usage d’une électricité locale et bas carbone, ce qui répond à la fois à des objectifs économiques, réglementaires et RSE.
Vous parlez de valorisation de la flexibilité auprès des gestionnaires de réseau. Comment cela fonctionne-t-elle concrètement et quel peut être l'apport financier pour une entreprise ?
La valorisation de la flexibilité repose sur le fait que les entreprises peuvent rendre leur consommation ou leur stockage “pilotable” et donc utile au système électrique. Concrètement, un site équipé de batteries (ou de pilotage de ses usages) peut réduire sa consommation lors des périodes de tension sur le réseau, ou au contraire injecter de l’énergie stockée. Ces capacités sont ensuite agrégées et valorisées sur différents mécanismes de marché, soit via des opérateurs d’effacement, soit via des acteurs de l’agrégation qui les mettent à disposition des gestionnaires de réseau comme RTE. Cela se traduit par plusieurs sources de revenus : la participation à des mécanismes de capacité, la rémunération de l’effacement lors des périodes de pointe, ou encore des services système (réglage de fréquence, réserve). En pratique, les gains varient fortement selon le profil du site et la stratégie de valorisation, mais ils peuvent représenter quelques dizaines à plusieurs centaines d’euros par kW et par an pour les actifs les plus flexibles et bien optimisés. Pour une entreprise, cela ne constitue pas toujours le revenu principal du projet, mais cela améliore sensiblement l’équation économique globale du stockage et accélère son retour sur investissement.
RTE annonce 10GW en demande de raccordement contre 1GW installé fin 2024. Cette explosion de la demande ne risque-t-elle pas de créer des goulots d'étranglement dans les raccordements ou l'approvisionnement en équipements ?
Cette hausse très rapide des demandes de raccordement traduit surtout l’accélération générale de la transition énergétique et le développement des actifs flexibles. Ces tensions concernent principalement les projets raccordés au réseau pour de l’injection ou des services système, qui nécessitent effectivement des capacités de raccordement dédiées et peuvent, dans certaines zones, allonger les délais. À l’inverse, une grande partie des projets de stockage, couplés à des installations photovoltaïques ne nécessitent pas de nouvelles demandes de raccordement. Ils permettent même, dans certains cas, de limiter les contraintes sur le réseau en réduisant les injections ou en lissant les appels de puissance.
Vos clients privilégient-ils le retrofit sur des installations photovoltaïques existantes ou intègrent-ils d'emblée le stockage dans leurs nouveaux projets ? Quelle stratégie recommandez-vous ?
On observe aujourd’hui les deux approches. Une partie des clients intègre directement le stockage dans les nouveaux projets photovoltaïques, afin d’optimiser dès le départ le taux d’autoconsommation et la performance globale de l’installation. D’autres, notamment ceux qui découvrent encore ces usages ou qui souhaitent sécuriser leur décision, privilégient une approche progressive via le retrofit sur des installations existantes. Dans ce cas, une stratégie intermédiaire se développe fortement : démarrer avec des capacités de stockage modestes — par exemple autour de 100 kW / 200 kWh — tout en prévoyant dès l’origine le prééquipement des infrastructures. Cela permet de rendre le système évolutif et d’augmenter facilement la capacité de stockage par modules, en fonction des retours d’exploitation et de la maturité des usages.
La technologie lithium-ion domine aujourd'hui, mais d'autres solutions émergent. Comment voyez-vous l'évolution technologique du marché à 3-5 ans ?
À horizon 3 à 5 ans, nous ne voyons pas de rupture technologique capable de remettre en cause cette dominance à grande échelle. Les nouvelles technologies — comme le sodium-ion, les batteries à flux ou certaines solutions de stockage longue durée — sont très prometteuses, mais restent encore en phase de montée en maturité industrielle ou ciblent des usages spécifiques. Elles devront encore prouver leur compétitivité économique et leur capacité à être déployées industriellement.
Cette démocratisation du stockage modifie-t-elle le positionnement d'IDEX ? Passez-vous d'installateur à conseiller en stratégie énergétique ?
La démocratisation du stockage ne change pas fondamentalement notre positionnement, elle vient plutôt renforcer ce que nous faisons déjà. IDEX n’est pas uniquement un installateur : nous sommes développeurs et exploitants de projets énergétiques dans la durée. Notre approche est donc celle d’un intégrateur et d’un partenaire énergétique global, qui conçoit, finance et exploite les solutions. Le fait d’être investisseur nous aligne directement avec l’intérêt du client : nous avons tout intérêt à garantir la performance, la fiabilité et la rentabilité des installations sur le long terme. Dans ce cadre, le stockage s’inscrit naturellement comme une brique supplémentaire de nos offres, en enrichissant notre capacité à optimiser les systèmes énergétiques dans leur ensemble.
Avec cette dynamique, à quoi pourrait ressembler le paysage énergétique français d'ici 2030 ? Les entreprises vont-elles devenir des acteurs majeurs de la flexibilité du réseau électrique ?
D’ici 2030, le paysage énergétique français devrait être beaucoup plus décentralisé et pilotable qu’aujourd’hui. La part du photovoltaïque va continuer de croître fortement, en particulier sur les toitures et les ombrières de parking, et sera de plus en plus couplée à des solutions de stockage et de pilotage intelligent. Dans ce modèle, les entreprises joueront effectivement un rôle beaucoup plus structurant dans la flexibilité du système électrique. Avec l’équipement progressif des sites en autoconsommation, en batteries et en systèmes de gestion de l’énergie, elles deviendront des acteurs capables de moduler leur consommation, de stocker et de restituer de l’électricité en fonction des besoins du réseau. On va donc passer d’un système historiquement centralisé à un système plus distribué, où les sites tertiaires et industriels ne seront plus de simples consommateurs, mais des “actifs énergétiques” à part entière. Cette évolution sera rendue possible par la convergence entre EnR, stockage et pilotage numérique, et elle sera clé pour absorber l’intermittence croissante du mix électrique tout en maintenant la stabilité du réseau.