Un premier accord tripartite de l’UE sur le stockage d’énergie place les batteries au cœur du solaire et de l’éolien, mais des règles de marché, des retards de réseau et les matières premières freinent encore leur essor.
L'accord conclu lors du Conseil de l'énergie du 26 juin réunit la Commission européenne, les ministres de l'Énergie de 22 États membres, les développeurs de solutions de stockage et de renouvelables, les industries grandes consommatrices d'énergie, ainsi que des institutions financières comme la Banque européenne d'investissement.
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Les signataires se sont engagés à déployer 30 à 35 GW de nouvelles capacités de stockage d’ici 2028, voire 45 GW selon le texte de référence. Cela ferait passer la part du stockage dans la pointe de la demande d’électricité d’environ 5 % aujourd’hui à 10 %. L’UE dispose actuellement d’environ 55 GW de capacités de stockage installées, pour un besoin estimé à 200 GW d’ici 2030.
Derrière ces chiffres se profile un problème que les régulateurs ne peuvent plus ignorer. Avec l’essor de la production solaire et éolienne, les périodes où l’électricité est bon marché, à prix négatif, ou tout simplement déconnectée du réseau faute de pouvoir être absorbée, se multiplient.
« Actuellement, nous observons de nombreux prix négatifs et beaucoup de limitation de production », explique Walburga Hemetsberger, directrice générale de Solar Power Europe. « Cela a un impact très négatif sur la viabilité économique » des renouvelables, poursuit-elle, ajoutant que sans batteries pour stabiliser le système, « nous ne pourrons pas non plus atteindre nos objectifs en matière de renouvelables d’ici 2030 ». Selon elle, le stockage est « le seul moyen de faire baisser durablement les prix, de renforcer la résilience et de nous désengager des combustibles fossiles ».
Les batteries, cheville ouvrière de l'accord ?
Les capacités de stockage par batteries dans les secteurs commercial et industriel devraient pratiquement tripler, passant de 9 GWh en 2026 à 24 GWh en 2028. Les contrats d’achat d’électricité adossés à du stockage sont censés progresser de 1,5 GW à 4,5 GW sur la même période. Les chiffres économiques soutiennent de plus en plus cette ambition : selon l’IRENA, le coût des batteries a chuté d’environ 93 % entre 2010 et 2024. L’Europe a installé à elle seule 21,9 GWh de nouveaux systèmes de batteries en 2024, une onzième année consécutive de record.
Pour Jacopo Tosoni, secrétaire général adjoint d’Energy Storage Europe, les batteries ont franchi le cap : elles ne sont plus seulement une technologie de secours, mais font désormais partie des infrastructures de réseau. « D’ici 2030, nous installerons environ 30 fois plus que ce que nous installions il y a seulement cinq ans », estime-t-il.
Certains pays ont commencé à traiter le stockage en conséquence. L’Allemagne a créé une catégorie juridique de « grid boosters », des batteries classées comme infrastructures destinées à améliorer l’utilisation du réseau. Dans les pays baltes, le stockage a servi de « filet de sécurité » lors de la synchronisation de la région avec le réseau continental européen, après des décennies de dépendance vis-à-vis de la Russie et du Bélarus.
Tosoni renvoie aussi aux projections d’Aurora/Amber, selon lesquelles le stockage pourrait remplacer jusqu’à 60 % des importations de gaz d’ici 2030, permettant d’économiser environ 9 milliards d’euros d’achats de gaz. Il cite en outre les estimations du Centre commun de recherche selon lesquelles un déploiement accru du stockage et de meilleurs signaux de marché pourraient réduire de plus de 60 % les coûts de congestion du réseau liés à l’intégration des renouvelables, soit 100 milliards d’euros d’économies.
L’accord reconnaît toutefois qu’il ne peut qu’entamer les barrières qui freinent les batteries. La conception des marchés reste la plus immédiate. Dans plusieurs États membres, les batteries continuent de payer des tarifs d’utilisation du réseau et diverses redevances à la fois lorsqu’elles se chargent et lorsqu’elles se déchargent.
Ce double comptage les assimile simultanément à un producteur et à un consommateur. Les marchés rémunèrent rarement l’ensemble du « bouquet » de services fournis par les batteries : capacité, équilibrage, réduction des congestions. Résultat, de nombreux projets restent tributaires de revenus volatils et de court terme.
L’accès au réseau aggrave le problème.
Le stockage est souvent inséré dans des procédures de planification conçues pour la production conventionnelle. L’absence de classification claire, qu’il s’agisse de production par batteries, de consommation ou d’autre chose, fait que les projets se retrouvent dans les mêmes files d’attente pour les permis et le raccordement que les nouvelles installations renouvelables, sans être priorisés en tant qu’actifs de flexibilité.
La politique industrielle ajoute une contrainte supplémentaire. L’UE a mis en place une architecture de soutien : projets importants d’intérêt européen commun (PIIEC), partenariat BATT4EU, règlement sur les batteries. Mais la Cour des comptes européenne estime que le bloc n’est toujours pas sur la bonne trajectoire pour disposer d’une industrie des batteries autosuffisante, en raison d’un déficit commercial croissant et d’une forte dépendance aux cellules asiatiques.
Hemetsberger décrit ainsi les limites de l’accord tripartite sur ce volet : « C’est un premier signal important, mais il est loin de suffire pour mettre en place une chaîne d’approvisionnement complète en batteries en Europe. » Elle renvoie au futur Industrial Accelerator Act, présenté comme l’outil qui « devrait faire la différence », à condition de définir le « Made in Europe » de manière suffisamment stricte pour soutenir réellement la production européenne. Elle prévient que, dans une industrie encore naissante, la rapidité de déploiement et les ambitions de relocalisation doivent être équilibrées plutôt que poursuivies l’une au détriment de l’autre.
Au-delà de ces deux enjeux se pose la question des matières premières. Les données du JRC montrent que l’UE est presque totalement dépendante pour le graphite et peu autosuffisante pour le lithium, le cobalt et le nickel. Les taux de recyclage restent modestes, autour de 22 % pour le cobalt, quasiment nuls pour le lithium. Les efforts pour sécuriser l’approvisionnement via le Critical Raw Materials Act et de nouveaux projets miniers ou industriels se heurtent régulièrement à l’opposition locale.
L’accord tripartite se présente explicitement comme une solution provisoire et non contraignante, première étape d’une série prévue pour d’autres secteurs. Les organisations du secteur du stockage, dont la Battery Storage Platform de Solar Power Europe, militent déjà pour un plan d’action européen spécifique sur le stockage par batteries afin de combler l’écart jusqu’à 200 GW d’ici 2030, signe que, pour les batteries, cet accord est perçu moins comme un aboutissement que comme un premier acompte.