D’après pv magazine ESS News
L’année dernière a marqué un tournant historique pour le stockage d’énergie par batteries (BESS) : la capacité mondiale de BESS en exploitation a dépassé 250 GW, surpassant pour la première fois celle du stockage hydraulique par pompage-turbinage, selon Rystad Energy.
Les nouvelles capacités installées ont dépassé 100 GW / 280 GWh en 2025 – soit près de trois fois les volumes ajoutés en 2023 – ce qui correspond à un taux de croissance annuel moyen supérieur à 100 % entre 2020 et 2025. Cette dynamique fait du BESS l’une des technologies énergétiques à la croissance la plus rapide de la décennie, d’après le rapport Energy Storage Outlook de Rystad Energy.
Cette accélération devrait se poursuivre en 2026, avec des ajouts mondiaux de capacités BESS attendus au-delà de 130 GW / 350 GWh. Les marchés établis – la Chine, les États-Unis, le Royaume-Uni, l’Australie et l’Allemagne – devraient conserver leur leadership, tandis que des marchés émergents, comme l’Italie, l’Arabie saoudite et plus largement le Moyen-Orient, le Chili ou encore l’Europe de l’Est, gagnent en importance à mesure que les cadres réglementaires, les besoins des réseaux et les portefeuilles de projets s’alignent.
Rystad souligne un jalon majeur : le stockage par batteries ne se contente plus de soutenir les énergies renouvelables, il commence à se substituer aux centrales à gaz. En 2025, dans l’État de Victoria (Australie), la production issue des batteries a dépassé pour la première fois celle des centrales à gaz. Des évolutions similaires sont attendues en Nouvelle-Galles du Sud et dans le Queensland en 2026. En Californie, les batteries ont représenté plus de 20 % de la production électrique en soirée en avril 2025, un rôle auparavant dominé par le gaz, permettant ainsi de prolonger la disponibilité des énergies renouvelables au-delà des heures d’ensoleillement.
Évolution des coûts du BESS
Rystad s’est également penché sur l’évolution des coûts du stockage par batteries, qualifiant leur baisse de modérée. En 2025, les coûts totaux « clé en main » des systèmes BESS en Chine ont reculé d’environ 15 %, atteignant des niveaux aussi bas que 150 $/kWh, soit environ 140 €/kWh, ce qui a favorisé les marchés fortement exposés aux fournisseurs chinois et accéléré les déploiements.
À l’horizon 2026, toutefois, la réduction des rabais fiscaux à l’exportation en Chine et la remontée des prix du lithium devraient ralentir la baisse des coûts. Les modifications des mécanismes de remboursement pourraient entraîner une hausse d’environ 6 % par phase des prix des cellules et des conteneurs, tandis que la reprise des prix du lithium pourrait ajouter 2 à 5 % supplémentaires au coût des systèmes, selon les estimations de Rystad.
Malgré cette modération, le BESS devient économiquement viable dans un nombre croissant de régions. Les progrès technologiques prolongent la durée de vie des systèmes au-delà de 20 ans et 10 000 cycles. À un coût d’investissement d’environ 200 $/kWh (soit environ 185 €/kWh), cela correspond à un coût actualisé du stockage proche de 50 $/MWh, soit environ 46 €/MWh, voire inférieur dans des conditions favorables, indique Rystad.
Dans les régions bénéficiant de ressources solaires stables, les projets combinant solaire et stockage par batteries sur un même site deviennent ainsi l’une des sources les plus compétitives pour la production de nouvelles capacités électriques.
Parallèlement, les revenus issus des marchés de l’électricité (« merchant revenues ») suscitent un intérêt croissant des investisseurs. Rystad observe que, dans les marchés libéralisés, les revenus tirés de l’arbitrage énergétique et des services système se sont révélés suffisants pour soutenir des investissements dans des BESS autonomes. Si les marchés émergents offrent encore un potentiel largement inexploité en matière de services auxiliaires, les marchés matures comme l’Australie, le Royaume-Uni et la Californie connaissent une évolution de la structure des revenus, avec une part croissante provenant des activités de trading d’électricité.
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