​​Cet article présente dix raisons pour lesquelles les systèmes électriques mondiaux ont besoin de batteries, en s’appuyant sur les recherches de Modo Energy aux États-Unis, en Grande-Bretagne, en Europe et en Australie.

Des questions sur ce sujet ? Contactez l’auteur à zach.williams@modoenergy.com

Le système électrique mondial a atteint un point d’inflexion. Pendant 15 ans, la demande d’électricité a stagné dans les économies avancées. Cette période est révolue.

L’électrification s’accélère. Les centres de données représenteront à eux seuls près de la moitié de la croissance de la demande américaine cette décennie. Ajoutez les véhicules électriques et les pompes à chaleur, et la demande d’électricité mondiale augmentera de 3 500 TWh au cours des trois prochaines années. L’équivalent d’ajouter un Japon chaque année.

Les énergies renouvelables montent en puissance pour répondre à cette demande. La production solaire a doublé en trois ans. Cette année, le solaire et l’éolien ont couvert toute la croissance de la demande et ont dépassé le charbon pour la première fois.

Mais le réseau n’a pas été conçu pour cela. Le solaire atteint son pic à midi. La demande atteint son pic le soir. L’éolien dépend de la météo, pas de la charge.

Plus que jamais, le monde a besoin de flexibilité. L’effacement, la recharge intelligente, les interconnexions et l’énergie propre pilotable aideront à remodeler quand et où circule l’électricité.

Mais aucun de ces leviers n’est aussi polyvalent que les systèmes de stockage d’énergie par batteries (BESS). Ils peuvent déplacer l’énergie, stabiliser le réseau et soulager les contraintes à partir d’un seul actif déployé en 1 à 2 ans.

1. Les batteries déplacent l’énergie renouvelable et réduisent le coût du système

À mesure que les renouvelables se développent, le décalage entre le moment où l’électricité est produite et celui où elle est consommée crée deux problèmes structurels :

• Suroffre : lorsque la production renouvelable inonde le système, faisant chuter les prix à zéro ou en dessous.
• Pénurie : lorsque cette production disparaît, alors que la demande reste élevée et que les prix explosent.

Dans le CAISO, les batteries comblent ce fossé en déplaçant 5 GW de production de la mi-journée vers le pic du soir.

Lorsque les batteries déchargent pendant les périodes de pénurie, elles remplacent la production la plus chère du système — généralement les centrales à gaz de pointe.

Dans le NEM australien, les batteries ont déchargé pendant les pics de prix du soir le 12 juin. Mais après deux heures, la plupart des systèmes étaient à court de charge. Les centrales à gaz ont alors pris le relais, faisant grimper les prix jusqu’au plafond de 17 500 $/MWh.

À mesure que le parc de batteries s’agrandit et que leur durée augmente, le stockage élimine les heures de pénurie où le gaz fixerait sinon le prix.

2. Les batteries absorbent les rampes solaires abruptes

Une forte pénétration du solaire crée des rampes rapides nécessitant une flexibilité instantanée. C’est le fameux problème de la « courbe du canard ».

En Californie, dans le CAISO, la rampe du soir est l’un des principaux défis du système. La charge nette augmente de 15 à 20 GW en trois heures entre le pic solaire et le pic du soir.

La plupart des centrales thermiques montent en puissance lentement et ne peuvent pas descendre sous 40 % de charge sans s’arrêter complètement.

​Les batteries atteignent leur pleine puissance en moins d’une seconde et peuvent inverser leur direction instantanément, ce qui les rend plus efficaces pour suivre les rampes solaires quotidiennes.

Les marchés éoliens connaissent des variations similaires mais moins prévisibles. À grande vitesse, les éoliennes se coupent et la production peut tomber à zéro.

3. Les batteries corrigent les erreurs de prévision en temps réel

La plupart des marchés électriques équilibrent l’offre et la demande sur le marché du lendemain. Mais les prévisions éoliennes et solaires se trompent régulièrement de 5 à 10 % entre le marché du lendemain et la livraison en temps réel. Avec la montée des renouvelables, ces erreurs deviennent importantes en valeur absolue.

Pour le parc solaire britannique de 20 GW, une erreur de prévision de 10 % signifie un déficit ou un surplus de 2 GW sur le mécanisme d’équilibrage.

Les batteries offrent la flexibilité intra-journalière nécessaire pour maintenir l’équilibre du système au fil des ajustements de prévisions.

4. Les batteries soulagent la congestion du réseau là où c’est le plus nécessaire

Le réseau a été conçu pour transporter l’électricité de quelques grandes centrales thermiques vers les centres de consommation. Mais l’éolien et le solaire se raccordent là où les ressources sont les plus abondantes, souvent loin de la demande.

L’offre s’est déplacée, pas le réseau. Résultat : contraintes réseau et effacement de production.

En Allemagne, le redispatch et l’effacement dépassent 9,4 TWh par an, pour un coût d’environ 400 €/MWh. Une grande partie de ces coûts sert à gérer les flux électriques sur les lignes nord-sud saturées.

​Le redispatch via batteries coûte deux fois moins cher.

Les BESS atténuent ces contraintes en chargeant derrière les frontières congestionnées et en déchargeant dès que la capacité le permet, reportant ainsi des renforcements de réseau qui peuvent prendre une décennie ou plus.

Deux mécanismes de marché indiquent où la flexibilité est nécessaire :

Des tarifs réseau dynamiques rémunèrent les batteries pour la gestion de la congestion

Avec les tarifs TURPE 7 en France, les batteries peuvent gagner jusqu’à 69 €/MWh pour soulager la congestion lors des heures de pointe solaire.

Un système de deux heures pourrait gagner 12 000 €/MW/an grâce à ces tarifs dynamiques, récompensant la flexibilité là où le réseau est le plus contraint.

​Les prix locaux récompensent la flexibilité dans les zones contraintes

​Aux États-Unis, des marchés comme ERCOT et PJM fixent le prix de l’électricité à des milliers de nœuds. Lorsqu’une contrainte locale se manifeste, les prix de nœud s’écartent du reste de la région.

Russek Street, coincé entre un parc éolien de 600 MW et une contrainte récurrente, observe des écarts de prix 2,5 fois supérieurs sur deux heures.

Le marché de gros italien est divisé en sept zones de prix. Les zones du sud, où la production solaire et l’effacement sont les plus élevés, affichent jusqu’à 34 % d’écarts de prix supérieurs.

Les batteries peuvent gagner davantage là où le réseau est le plus tendu, et ces signaux locaux se renforcent avec la montée des renouvelables régionales.

5. Les batteries stabilisent la fréquence en quelques secondes

Réponse en fréquence

Lorsqu’un gros générateur tombe, la fréquence du réseau chute. Les batteries injectent ou absorbent de la puissance pour stabiliser le système avant que le déséquilibre ne s’aggrave. En Europe, le service de réponse primaire en fréquence (FCR) s’active en moins de 2 secondes.

L’Allemagne n’achète que 600 MW de FCR. Les services équivalents au Royaume-Uni (Dynamic Containment, Moderation et Regulation) totalisent environ 1,5 GW.

Ces marchés sont rémunérateurs, mais peu profonds.

En 2023, les revenus de réponse en fréquence ont chuté de 73 % au Royaume-Uni, la capacité des BESS dépassant les besoins. La même dynamique se produira ailleurs à mesure que le parc de batteries s’agrandit.

Services de réserve

Les services de réserve restaurent la fréquence après la réponse initiale, apportant de l’énergie sur plusieurs minutes au lieu de quelques secondes.

En Europe, la réserve de restauration automatique de fréquence (aFRR) atteint sa pleine puissance en 5 minutes. Au Royaume-Uni, les services Quick Reserve et Balancing Reserve jouent un rôle équivalent.

​Les batteries optimisent entre ces services et les marchés de gros, utilisant plus efficacement l’énergie du système. Au Royaume-Uni, Quick Reserve représente 7 à 17 % des revenus des batteries.

6. Les batteries assurent la stabilité du système alors que les centrales thermiques ferment

Services d’inertie : les onduleurs grid-forming résistent aux variations de fréquence

À mesure que les générateurs synchrones ferment, les réseaux perdent de l’inertie : le tampon cinétique qui ralentit les variations de fréquence après une défaillance.

Moins d’inertie signifie des écarts de fréquence plus marqués.

Les batteries dotées d’onduleurs grid-forming peuvent fournir une inertie synthétique, injectant de la puissance sans consommer de carburant.

L’opportunité dépasse la seule réponse en fréquence. L’Allemagne aura besoin d’une capacité grid-forming équivalente à 30 GW de batteries d’ici 2027, puis 72 GW en 2037 avec la montée des renouvelables.

Soutien de tension : les BESS gèrent la puissance réactive avec la croissance des renouvelables

Les renouvelables provoquent des fluctuations de tension plus importantes, autrefois absorbées naturellement par les générateurs synchrones.

• Le solaire fait grimper la tension à midi.
• Les régions éoliennes subissent des chutes de tension sur les longues lignes de transport.

Depuis le blackout espagnol lié à la tension en 2025, le pays sollicite de plus en plus les CCGT uniquement pour le contrôle de la tension.

Les volumes mensuels de gaz pour la tension sont passés d’environ 125 GWh en début d’année à près de 500 GWh après le blackout, pour un coût de 150 à 200 €/MWh.

Les batteries grid-forming peuvent fournir de la puissance réactive même à l’arrêt. Dès 2026, l’Espagne rémunérera les batteries pour le soutien de tension, réduisant la dépendance aux centrales thermiques tournant uniquement pour la stabilité du système.

Black start : les batteries restaurent le réseau après un blackout

Après une coupure totale, il faut quelqu’un pour relancer le système. Plusieurs pays testent la restauration pilotée par batteries, mais l’Australie est la plus avancée. Des recherches du CSIRO ont montré que les batteries grid-forming peuvent redémarrer des zones plus vastes du réseau, plus sûrement que les centrales thermiques. Avec la fermeture du charbon et du gaz, l’Australie aura besoin d’environ 2 GW de batteries grid-forming d’ici 2028 rien que pour maintenir sa capacité de redémarrage.

7. La colocalisation réduit les risques des investissements renouvelables

À mesure que la production solaire augmente, la production se concentre sur les mêmes heures et les taux de capture s’effondrent. C’est la cannibalisation solaire.

En Espagne, les prix de capture de mai sont passés de 13 €/MWh en 2024 à 2 €/MWh en 2025 et environ 23 % de la production solaire s’est faite à des prix négatifs.

Le stockage batterie colocalisé redessine le profil de revenus. Associer le solaire à un système de 4 heures pourrait augmenter les revenus d’environ 85 %.

Un profil plus plat et moins volatil réduit le risque marchand. Les projets hybrides solaire-stockage peuvent obtenir des contrats d’achat d’électricité flexibles (PPA) avec un effet de levier bien supérieur au solaire seul, rendant bancables des projets qui ne l’étaient pas.

8. Les batteries derrière le compteur contournent les files d’attente et modifient la demande

​Le stockage derrière le compteur alimente directement la charge d’un site, contournant les files d’attente de raccordement au réseau.

Les centres de données sont l’application qui croît le plus vite. L’IA fait exploser la demande, mais les réseaux ne peuvent pas raccorder les nouvelles charges assez vite. Au Texas, ERCOT prévoit 35 GW de nouvelle demande de centres de données d’ici 2035. Une loi exige que les grosses charges de plus de 75 MW s’auto-approvisionnent.

La solution classique est la turbine à gaz, mais les créneaux de fabrication mondiaux sont déjà réservés jusqu’en 2028.

​Le partenariat de 20 milliards de dollars de Google avec Intersect Power illustre l’alternative : des sites hybrides associant production, stockage et consommation derrière un seul raccordement.

Le même modèle s’applique à d’autres grandes charges : mines, industries manufacturières et hubs de recharge pour véhicules électriques envisagent le stockage derrière le compteur pour lisser la demande et éviter les goulets d’étranglement du réseau.

9. Les batteries réduisent le coût de la fiabilité sur les marchés de capacité

Les marchés de capacité rémunèrent les producteurs pour être disponibles lors des pics de demande.

Les batteries ne couvrent pas les sécheresses éoliennes de plusieurs jours, ce qui nécessite du stockage longue durée ou de la production pilotable. Mais elles réduisent les besoins en capacité pilotable et le coût de la sécurité d’approvisionnement lors des épisodes de pénurie.

​Les facteurs d’accréditation de capacité dans le Southwest Power Pool (SPP) américain montrent comment cela fonctionne en pratique.

Les batteries de huit heures obtiennent une accréditation complète en été, lorsque la tension vient des pics du soir. L’accréditation hivernale est plus faible : les vagues de froid et les creux de vent élèvent la charge pendant 12 heures ou plus, au-delà de ce que le stockage limité en durée peut soutenir.

​Les batteries rivalisent avec le gaz pour les contrats de capacité. Lors de l’enchère T-4 2028/29 du Royaume-Uni, les batteries ont remporté 6,2 GW de capacité de raccordement, soit 46 % de tous les nouveaux contrats.

10. Les batteries permettent une énergie sans carbone 24h/24

Les batteries absorbent l’énergie bas carbone et la restituent lorsque l’unité marginale est plus carbonée.

Au Royaume-Uni, l’intensité carbone varie de 0 kgCO₂/MWh lors des heures les plus propres à 445 kgCO₂/MWh en début de soirée.

À mesure que le coût du carbone au Royaume-Uni passe d’environ 55 £/tonne aujourd’hui à 125 £/tonne d’ici 2035, l’écart entre les périodes bas et haut carbone s’accentue, ce qui signifie que les batteries captent plus de valeur simplement en déplaçant l’énergie entre ces heures.

En résumé : pourquoi les réseaux ont besoin de batteries à grande échelle

Le monde ajoute chaque année l’équivalent d’un Japon en demande d’électricité. Les renouvelables montent en puissance pour y répondre. Mais sans flexibilité, cette croissance s’essouffle, freinée par les files d’attente, l’effacement et les centrales thermiques que personne ne veut construire.

Les batteries à l’échelle du réseau lèvent tous ces obstacles. Elles déplacent l’énergie, stabilisent la fréquence, soulagent les contraintes et se déploient rapidement grâce au capital privé.

Les marchés qui valorisent ces services progresseront le plus vite.