Stockage d'énergie : batteries, hydrogène, intermittence

Le soleil ne brille pas la nuit. Le vent ne souffle pas selon l'ordre du dispatching. C'est l'évidence physique qui tue les renouvelables : l'intermittence. À mesure que l'éolien et le solaire montent, le stockage devient existentiel. Sans capacités de stockage massives, la transition énergétique s'écrase sur un mur technique. J'ai discuté avec un ingénieur RTE sur ce sujet en janvier, et c'est incontestable : c'est le défi non résolu. J'ai d'ailleurs visité un site de STEP en Savoie cet automne, et la visite du bassin inférieur m'a frappée. Le mur de béton, les tuyauteries massives, tout cet appareillage juste pour stocker des kWh. C'est une infrastructure presque invisible, mais elle tient debout depuis 50 ans.

En 2025, les renouvelables variables (éolien et solaire) c'est 15 % de la production électrique française. Ce pourcentage va probablement tripler d'ici 2035 si les objectifs PPE sont atteints. Le problème crève les yeux : la production renouvelable n'arrive jamais quand la demande réclame.

Le décalage production-consommation#

En été, le solaire noie le réseau entre 11 h et 16 h quand la demande dort presque. En hiver, on consomme à mort entre 18 h et 20 h quand le solaire n'existe plus et l'éolien est fantasque. Deux problèmes opposés : surplus à perdre en jour, déficit à combler en pointe. (L'électricité n'est pas stockable à l'échelle thermodynamique. Dire qu'on va la « stocker » masque la vérité : on va la transformer en autre chose. Pompage, hydrogène, batterie, gravité. Chaque transformation coûte de l'énergie, chaque étape du cycle charge-décharge perd 15 à 40 % selon la technologie. C'est très différent d'un robinet ouvert où l'eau s'écoule. C'est la raison pour laquelle le stockage reste le cauchemar non résolu de la transition.)

RTE estime que la France aura besoin de 3 à 6 GW de capacités de stockage supplémentaires d'ici 2035 pour gérer l'intégration des renouvelables, en plus des 5 GW de STEP existantes. Honnêtement, c'est là que je perds un peu de mon optimisme. On parle de doubler les capacités, mais les STEP prennent des décennies à construire et les batteries lithium posent des questions de filière qu'on n'a pas encore résolues.

Les ordres de grandeur#

Le stockage d'énergie couvre des besoins très différents selon l'échelle de temps :

STEP : le pilier historique#

Les stations de transfert d'énergie par pompage (STEP) restent la technologie de stockage la plus mature et la plus massive. Le principe est simple : pomper de l'eau d'un bassin bas vers un bassin haut quand l'électricité est abondante et bon marché, puis turbiner cette eau pour produire de l'électricité quand la demande est forte.

La France dispose de 5 GW de STEP, répartis sur six sites principaux : Grand'Maison (1 800 MW, Isère), Montézic (920 MW, Aveyron), Super-Bissorte (730 MW, Savoie), Revin (800 MW, Ardennes), Le Cheylas (480 MW, Isère) et La Coche (320 MW, Savoie).

Les caractéristiques des STEP françaises :

• Rendement : 75 à 85 % (rapport énergie restituée / énergie consommée)
• Durée de stockage : 6 à 20 heures selon les sites
• Durée de vie : 50 à 100 ans
• Coût de stockage : 30 à 50 EUR/MWh, le plus bas de toutes les technologies

Le principal frein à la construction de nouvelles STEP est géographique : il faut deux réservoirs d'eau à des altitudes différentes, une configuration qui n'existe que dans les zones de montagne. EDF étudie des extensions de sites existants (Grand'Maison, Montézic) et un projet de STEP marine à Guadeloupe (bassin d'eau de mer en bord de falaise), mais aucun nouveau grand projet n'est en construction en métropole.

Batteries lithium-ion : la montée en puissance#

Les batteries lithium-ion (Li-ion), portées par l'essor des véhicules électriques, connaissent une percée spectaculaire dans le stockage stationnaire. Leur coût a chuté de 90 % en 15 ans, passant de 1 100 USD/kWh en 2010 à 115 USD/kWh en 2025, selon BloombergNEF.

En France, plusieurs projets de grande envergure sont en développement :

• Dunkerque (Hauts-de-France) : 200 MW / 400 MWh, opérationnel 2027, porté par Neoen
• Gardanne (Bouches-du-Rhône) : 150 MW / 300 MWh, reconversion de l'ancienne centrale à charbon
• Belle-Île-en-Mer : 10 MW / 30 MWh, couplé au réseau insulaire et au solaire

J'ai rencontré un responsable de projet au mois dernier qui m'a parlé sans détour de la réalité du permitting. Deux à quatre ans de bataille administrative juste pour obtenir les autorisations. C'est un facteur qu'on oublie souvent.

Les batteries Li-ion sont idéales pour le stockage de courte durée (2 à 4 heures) et la régulation de fréquence. Leur rendement est excellent (85 à 95 %), mais leur durée de vie est limitée à 10 à 15 ans (3 000 à 5 000 cycles), et les questions d'approvisionnement en lithium et cobalt posent des défis géopolitiques et environnementaux.

Batteries alternatives : sodium-ion, fer-air, flux#

La diversification des chimies de batteries est en cours. Les batteries sodium-ion, qui utilisent du sodium abondant et bon marché au lieu du lithium, atteignent la maturité commerciale en 2025 avec des premiers déploiements en Chine (CATL, BYD). Leur densité énergétique est inférieure de 30 % au Li-ion, mais leur coût pourrait descendre sous 50 USD/kWh, rendant le stockage stationnaire de longue durée économiquement viable.

Les batteries fer-air (Form Energy, États-Unis) promettent un stockage de 100 heures à un coût de 20 USD/kWh, une technologie potentiellement révolutionnaire pour le stockage hebdomadaire. Un premier déploiement pilote est prévu en 2026 dans le Minnesota.

Les batteries à flux (vanadium, zinc-brome) offrent une durée de vie quasi-illimitée (20 000+ cycles) et une séparation entre puissance et énergie qui permet de dimensionner chaque paramètre indépendamment. Plusieurs pilotes sont en cours en France, notamment dans les ZNI (zones non interconnectées).

Hydrogène vert : le stockage saisonnier#

L'hydrogène vert (électrolyse d'eau avec électricité renouvelable) est la seule technologie mature pour stocker des semaines ou des mois. Principe : transformer l'électricité excédentaire en hydrogène, le stocker (cavités salines, réservoirs, ammoniac), reconvertir en électricité via pile à combustible ou turbine gaz.

Le rendement (électricité → hydrogène → électricité) est moche : 25 à 35 %, trois fois moins qu'une batterie. J'ai du mal à défendre cette technologie auprès de mes interlocuteurs tant que ces chiffres ne s'améliorent pas significativement. Et pourtant, c'est l'unique moyen de stocker des quantités massives sur longue durée. La stratégie française visait 6,5 GW d'électrolyseurs 2030, révisée à 4,5 GW dans la PPE 2026-2035. Pour comprendre les differences entre les filieres d'hydrogene et leurs couts reels en 2026, notre article sur l'hydrogene vert, bleu et gris detaille la situation.

Air comprimé (CAES)#

Le stockage par air comprimé (Compressed Air Energy Storage) consiste à comprimer de l'air dans des cavités souterraines (cavernes salines, mines désaffectées) quand l'électricité est abondante, puis à détendre cet air à travers une turbine pour produire de l'électricité. Deux installations industrielles existent dans le monde : Huntorf (Allemagne, 1978, 290 MW) et McIntosh (États-Unis, 1991, 110 MW).

En France, le projet Remora (stockage adiabatique en cavité saline) est à l'étude dans le bassin de la Bresse. Le rendement attendu est de 55 à 70 %, avec une durée de stockage de plusieurs jours. C'est prometteur sur papier, mais on en parle depuis 15 ans sans mise en service. Les cavités salines posent des défis géotechniques qu'on simplifie souvent.

Dans son rapport « Futurs énergétiques 2050 » (2021, actualisé en 2023), RTE modélise plusieurs scénarios pour le mix électrique français à horizon 2050. Tous prévoient un besoin croissant de stockage :

• Scénario N03 (100 % renouvelables) : 28 GW de batteries, 15 GW de STEP, 12 GW d'hydrogène
• Scénario N1 (50 % nucléaire, 50 % renouvelables) : 10 GW de batteries, 7 GW de STEP, 6 GW d'hydrogène
• Scénario N2 (60 % nucléaire) : 6 GW de batteries, 5 GW de STEP, 3 GW d'hydrogène

Quel que soit le scénario retenu, les capacités de stockage devront au minimum doubler par rapport à la situation actuelle. L'investissement total est estimé entre 20 et 60 milliards d'euros d'ici 2050, selon le scénario. Ces estimations datent, et les coûts montent partout actuellement.

Les batteries de voitures électriques peuvent-elles stocker pour le réseau ?#

Oui, c'est le concept de « Vehicle-to-Grid » (V2G). En 2025, environ 1 million de véhicules électriques circulent en France, représentant une capacité de stockage théorique de 50 GWh. Si 10 % de ces véhicules étaient connectés au réseau en bidirectionnel, cela représenterait 5 GWh de stockage flexible, soit l'équivalent d'une grande STEP. Les premiers programmes V2G pilotes sont en cours (Renault-Mobilize, EDF).

Le stockage rend-il les renouvelables compétitives ?#

« Solaire + batterie 4h » passe sous 100 EUR/MWh en 2025 selon IRENA. C'est compétitif avec le gaz neuf (80-120 EUR/MWh) et proche du nouveau nucléaire EPR2 (70-90 EUR/MWh, Cour des comptes). C'est plus serré que ce qu'on croit. Ces chiffres supposent aussi une baisse continue des coûts lithium, qui repose sur des approvisionnements géopolitiquement fragiles.

La France a-t-elle assez de lithium pour ses batteries ?#

La France a du lithium en Allier (Imerys, 34 000 tonnes/an à partir 2028), qui couvre une partie des besoins. Le recyclage batteries en fin de vie (70 % obligatoire UE 2030) et la diversification sodium-ion réduiront la dépendance au lithium.

• RTE, « Futurs énergétiques 2050, actualisation 2023 », rapport
• BloombergNEF, « Lithium-Ion Battery Pack Prices, 2025 survey »
• IRENA, « Electricity Storage and Renewables: Costs and Markets to 2030, update 2025 »
• CRE, « État des lieux du stockage d'énergie en France, rapport 2025 »
• CEA, « Technologies de stockage d'énergie : état de l'art et perspectives », note technique, 2024
• ADEME, « Hydrogène et stockage saisonnier, analyse technico-économique », 2024