Marché du stockage stationnaire par batteries à l’échelle du réseau Taille et part 2026-2035

Taille du marché du stockage stationnaire par batteries à l’échelle du réseau

Le marché mondial du stockage stationnaire par batteries à l’échelle du réseau était évalué à 119,8 milliards de dollars (USD) en 2025 et devrait atteindre 996,5 milliards de dollars (USD) d’ici 2035, avec un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 22,8 % entre 2026 et 2035, selon le dernier rapport publié par Global Market Insights Inc.

Les revenus atteignent 157,3 milliards de dollars (USD) en 2026, tandis que les services publics, les opérateurs de réseaux et les producteurs indépendants d’électricité développent leurs achats de solutions de stockage de plusieurs heures. L’évolution déterminante du marché réside dans l’intégration du stockage à la planification de la production et des réseaux, plutôt que dans son traitement comme un complément facultatif aux énergies renouvelables. Les actifs de longue durée, la participation à plusieurs marchés de services et la baisse des coûts des batteries font évoluer l’analyse d’investissement, qui passe de l’économie de projets isolés à l’économie de la fiabilité à l’échelle du système.

Le marché couvre les systèmes de batteries stationnaires déployés à l’échelle des réseaux pour les services au réseau, l’intégration des énergies renouvelables, le soutien de la capacité, la gestion de la congestion et la substitution au diesel. Il exclut les batteries portables grand public et les batteries de traction pour véhicules qui ne sont pas déployées comme actifs stationnaires destinés au réseau. Les valeurs du marché reflètent les revenus mondiaux générés par les systèmes de batteries, l’intégration des systèmes et les activités connexes de déploiement du stockage à l’échelle des réseaux. La période de prévision s’étend de 2026 à 2035.

Les nouvelles capacités de stockage par batteries ont atteint 108 GW dans le monde en 2025, soit une hausse de 40 % par rapport à 2024, les projets à l’échelle des réseaux représentant environ 80 % des déploiements. La technologie au phosphate de fer et de lithium (LFP) représente environ 90 % des nouvelles installations à l’échelle des réseaux, car ses caractéristiques en matière de coûts, de durée de vie en cycles et de sécurité d’exploitation répondent aux exigences des grands actifs stationnaires. ^{[1]International Energy Agency, www.iea.org} Les nouvelles capacités renouvelables ont atteint 800 GW en 2025, l’énergie solaire contribuant à hauteur de 75 % du total, ce qui accroît le besoin opérationnel de déplacer la production sur des périodes intrajournalières et de plusieurs heures.

Principaux facteurs de croissance

L'ordonnance n° 841 de la FERC impose aux organisations régionales de transport d'électricité et aux opérateurs de systèmes indépendants des États-Unis d'autoriser les ressources de stockage d'électricité admissibles à fournir de la capacité, de l'énergie et des services auxiliaires. L'ordonnance n° 2222 étend la participation aux marchés de gros aux ressources énergétiques distribuées agrégées. ^{[2]Federal Energy Regulatory Commission, www.ferc.gov} Ensemble, ces règles accroissent le nombre de services monétisables accessibles aux actifs de stockage admissibles et renforcent la viabilité commerciale du pilotage optimisé par logiciel.

Le déploiement des énergies renouvelables constitue la base de la demande. À mesure que la production solaire et éolienne augmente, les opérateurs de systèmes ont besoin de ressources capables d'absorber les excédents de production, de réagir aux écarts de fréquence et de fournir de l'électricité après la baisse de la production solaire. L'Agence internationale de l'énergie estime que le triplement de la capacité mondiale d'énergies renouvelables d'ici à 2030 nécessite une multiplication par six de la capacité de stockage d'énergie. La demande de stockage dépend donc des exigences de fiabilité générées par la production renouvelable, et non des seuls objectifs politiques.

La baisse des coûts des batteries renforce cette demande. En Inde, les tarifs d'approvisionnement en BESS sont passés de l'équivalent de 14 700 USD/MW/mois en 2023 à moins de 3 000 USD/MW/mois à la fin de 2025. L'augmentation de l'échelle de production chez CATL, BYD et LG Energy Solution réduit l'absorption des coûts fixes par kWh et élargit les marchés dans lesquels le stockage peut concurrencer les centrales fossiles de pointe ou la production diesel.

Principaux freins

Nos prévisions considèrent les impacts des moteurs et des freins comme indicatifs, et non comme strictement additifs. Les impacts reflètent la croissance de référence, les effets de composition et les interactions entre variables.

L'emballement thermique est devenu une contrainte commerciale importante pour les projets de batteries à l'échelle du réseau. Les risques de propagation des incendies dans les installations lithium-ion fermées ont entraîné un durcissement des exigences en matière d'implantation, de confinement, de détection des gaz, d'intervention d'urgence et d'évaluation par les assureurs. La cinquième édition de la norme ANSI/CAN/UL 9540A, publiée en mars 2025, a renforcé les essais de propagation de l'emballement thermique au niveau des cellules. ^{[3]UL Solutions, www.ul.com} La norme NFPA 855 impose la détection des gaz de dégazage dans les installations de stockage d'énergie stationnaires, tandis que la norme IEC 62933-5-2:2025 définit les exigences de sécurité sur l'ensemble du cycle de vie des systèmes de stockage électrochimique intégrés au réseau.^{[4]National Fire Protection Association, www.nfpa.org}

La conséquence immédiate n’est pas une réduction de la demande de stockage, mais un processus de développement plus lent et plus coûteux. Les conceptions conteneurisées en extérieur deviennent la configuration privilégiée pour les grandes installations, car elles améliorent la séparation et la planification des interventions en cas d’incendie. La loi californienne SB-283 renforce la supervision des systèmes BESS dans toutes les installations, indépendamment de la juridiction municipale, illustrant l’orientation du contrôle réglementaire.^{[5]California Legislature, www.leginfo.legislature.ca.gov}

Analyse par segment du marché du stockage stationnaire sur batteries à l’échelle du réseau

Par type de batterie

Lithium-ion

Les batteries lithium-ion représentaient 75,5 % des revenus du marché en 2025 et devraient progresser à un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 20,8 % jusqu’en 2035. Le LFP domine les nouvelles installations à l’échelle du réseau, car il offre un coût inférieur, une longue durée de vie en cycles et un risque thermique plus faible que les solutions à base de nickel-manganèse-cobalt. Le système EnerC de CATL et les plateformes Megapack de Tesla illustrent l’évolution du segment vers des produits conteneurisés standardisés pouvant être déployés à l’échelle du réseau. La batterie Collie de 2,4 GWh de Synergy, en Australie-Occidentale, construite sur la plateforme EnerC de CATL, démontre l’échelle désormais atteinte par les systèmes LFP en dehors de la Chine.

La Megafactory de Tesla à Houston vise une production annuelle de Megapack de 50 GWh d’ici à la fin de 2026, ce qui montre que la capacité de production est devenue une variable concurrentielle centrale. Une recherche primaire menée auprès de 55 responsables des achats de services publics dans neuf pays au deuxième trimestre 2026 indique que le LFP est la chimie privilégiée pour les projets nécessitant jusqu’à six heures de décharge. Les priorités d’achat portaient principalement sur les garanties relatives au nombre de cycles et la bancabilité du financement des projets, plutôt que sur les seules performances des cellules. Jusqu’en 2030, le lithium-ion restera le leader en volume, même si sa part relative subira une pression accrue dans les applications de plus longue durée.

Sodium-soufre

Les batteries sodium-soufre représentent 10,5 % du marché du stockage stationnaire sur batteries à l’échelle du réseaurevenus en 2025 et devraient progresser à un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 25,1 %. Leur attrait réside dans des durées de décharge pouvant atteindre 10 heures et dans une base de matières premières qui évite le risque lié à la concentration des minéraux critiques. L'accord conclu par CATL en avril 2026 pour fournir 60 GWh de batteries sodium-ion à Beijing HyperStrong Technology témoigne d'un intérêt commercial plus large pour le stockage stationnaire à base de sodium. Le projet NaS de 70 MWh de NGK Insulators au Japon et son projet pilote de 5 MW/40 MWh avec Duke Energy en Floride démontrent la pertinence de cette technologie dans des environnements caractérisés par des durées plus longues et des températures élevées.

Le segment se positionne comme une alternative pratique lorsque les exigences de gestion thermique des batteries LFP accroissent la complexité des projets. Son potentiel de croissance repose sur la durée de décharge et l'économie liée à l'implantation, plutôt que sur le remplacement direct des batteries lithium-ion dans les projets de courte durée. D'ici à 2030, les systèmes à base de sodium progresseront surtout dans les projets extérieurs nécessitant six à dix heures de décharge.

Plomb-acide

Les batteries plomb-acide détenaient une part de marché de 5,4 % du marché du stockage stationnaire sur batteries à l'échelle du réseau en 2025 et devraient progresser à un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 20,3 %. Les systèmes plomb-acide avancés à base de carbone conservent leur pertinence dans les applications de secours de courte durée et de régulation de fréquence, où le coût d'investissement initial demeure le principal critère d'achat. Les plateformes DeepCycle et reserve-power d'Exide Technologies s'appuient sur une base installée dans les sous-stations électriques, les sites industriels et les applications d'alimentation de secours.

Ce segment restera spécialisé. La demande de remplacement et les relations établies avec les clients soutiennent la poursuite des déploiements, mais l'économie du cycle de vie des batteries LFP limite le rôle accessible aux batteries plomb-acide dans les nouveaux projets de grande envergure. La position de cette technologie sur le marché jusqu'en 2035 sera la plus solide là où les exigences de fiabilité l'emportent sur le besoin d'un fonctionnement en cycles profonds pendant plusieurs heures.

Batteries à flux et autres

Les batteries à flux représentaient 3 % des revenus du marché du stockage stationnaire sur batteries à l'échelle du réseau en 2025 et devraient progresser à un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 30,6 %. Les batteries à flux redox au vanadium offrent six à 16 heures de décharge, avec une dégradation minimale de leur capacité au fil des cycles successifs. Le projet de 2,1 GWh prévu par Invinity Energy Systems pour le centre de données de Laufenburg de Flexbase, en Suisse, illustre l'orientation du segment vers des applications de grande envergure sensibles aux risques d'incendie. Le projet pilote de 120 MWh de batteries à flux au vanadium de Gujarat Industries Power Company témoigne également de l'intérêt croissant de la région APAC.

La catégorie « autres » détenait une part de 5,6 % en 2025 et devrait progresser à un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 33,6 %. Elle comprend les technologies sodium-ion, fer-air, zinc-air et les premières applications à l'état solide. La plateforme fer-air de Form Energy vise une durée de décharge de 100 heures, tandis qu'Alsym Energy et Juniper Energy ont annoncé en mai 2026 un programme de déploiement de batteries sodium-ion de 500 MWh en Californie. Ces technologies couvrent des durées de décharge supérieures à celles des systèmes lithium-ion classiques et façonneront les achats destinés aux applications de fiabilité après 2028.

Par application

Régulation de fréquence

La régulation de fréquence représentait 81,7 % des revenus du marché du stockage stationnaire sur batteries à l'échelle du réseau en 2025 et devrait progresser à un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 22,7 %. Les batteries réagissent aux écarts de fréquence en quelques millisecondes, ce qui les rend techniquement adaptées aux marchés de réponse primaire en fréquence. ERCOT a enregistré en 2024 des périodes durant lesquelles les batteries ont fourni jusqu'à 100 % de la capacité de réponse destinée à la régulation de fréquence.^{[6]North American Electric Reliability Corporation, www.nerc.com} L'ordonnance n° 841 de la FERC constitue le fondement de l'accès au marché pour ce rôle, tandis que les paramètres d'état de charge du marché à J-1 d'ISO New England, mis en place en janvier 2026, améliorent la flexibilité de dispatch du stockage.

La régulation de fréquence restera la principale application, mais son importance stratégique dépasse les revenus générés par les services. Les performances des batteries sur les marchés des services auxiliaires produisent des données opérationnelles et renforcent la confiance des prêteurs, ce qui favorise le déploiement de projets de plus grande capacité destinés à garantir la capacité et à déplacer l'énergie dans le temps.

Montée en puissance flexible, redémarrage du réseau et transfert d'énergie

Les services de montée en puissance flexible représentaient 5,0 % des revenus en 2025 et devraient progresser à un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 20,7 %. Ils répondent aux hausses de charge de la fin d'après-midi sur les réseaux à forte pénétration solaire, en particulier lorsque la production solaire diminue tandis que la demande augmente. Les services de redémarrage du réseau détenaient une part de 2,2 % et devraient progresser à un CAGR de 22,6 %, à mesure que les gestionnaires de réseaux certifient les batteries pour remettre en service des sections du réseau après des pannes.

Le transfert d'énergie et le report des investissements de capacité représentaient 3,1 % des revenus et devraient progresser à un CAGR de 23,5 %. Ces projets stockent l'électricité à moindre coût afin de l'injecter pendant les périodes de pointe et de reporter les dépenses d'investissement dans les réseaux. En Californie, au Texas et sur plusieurs marchés européens, les systèmes de stockage LFP de quatre heures sont de plus en plus compétitifs par rapport aux coûts des centrales à gaz de pointe. L'évolution commerciale fondamentale tient au fait qu'un même actif peut désormais soutenir à la fois la fiabilité opérationnelle et le report des dépenses d'infrastructure.

Réduction de la congestion, garantie de capacité, réduction de l'écrêtement et remplacement du diesel

La réduction de la congestion des réseaux de transport et de distribution représentait 2,9 % des revenus du marché du stockage stationnaire par batteries à l'échelle du réseau en 2025 et devrait progresser à un CAGR de 23,4 %. Les systèmes de stockage installés sur des nœuds soumis à des contraintes peuvent reporter la modernisation des postes électriques et des départs de réseau en fournissant une capacité locale en période de pointe. La garantie de capacité détenait une part de 2,3 % et devrait progresser à un CAGR de 23,4 %. Le projet Pioneer Clean Energy Center de Fluence, d'une capacité de 300 MW/1 200 MWh en Arizona, montre comment le stockage favorise la mise en place de structures contractuelles de type tolling pour la production d'énergie renouvelable.

La réduction de l'écrêtement de la production d'énergie renouvelable représentait 0,8 % des revenus et devrait progresser à un CAGR de 21,3 %. L'approvisionnement de CATL destiné aux projets espagnols de Grenergy montre le rôle du stockage dans la conversion des excédents de production solaire en électricité pouvant faire l'objet de contrats. La réduction de la dépendance aux groupes électrogènes diesel représentait 2,1 % des revenus du marché et devrait progresser à un CAGR de 26,7 %. Sur les marchés à fort ensoleillement, où le coût de la production diesel s'établit entre 0,20 et 0,35 USD/kWh, l'association des énergies renouvelables et du stockage constitue un modèle commercial viable sans nouvelles réductions de coûts.

Analyse régionale du marché du stockage stationnaire par batteries à l'échelle du réseau

Amérique du Nord

L'Amérique du Nord représentait 29,4 % des revenus mondiaux en 2025 et devrait progresser à un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 16,6 % jusqu'en 2035. Les États-Unis dominent le déploiement, soutenus par le crédit d'impôt à l'investissement de l'Inflation Reduction Act pour le stockage autonome ainsi que par les ordonnances 841 et 2222 de la FERC. Le Texas et la Californie restent les principaux marchés en matière de capacité, tandis que le Canada accroît ses appels d'offres en Alberta et en Ontario. La loi californienne SB-283 renforce la surveillance de la sécurité, confortant la préférence régionale pour des systèmes testés et conteneurisés.

Europe

Le marché européen du stockage stationnaire de batteries à l'échelle du réseau représentait 19,8 % des revenus mondiaux en 2025 et devrait progresser à un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 15,6 %. Le Royaume-Uni, l'Allemagne et l'Espagne dominent le déploiement grâce aux mécanismes des marchés de capacité, aux appels d'offres pour les services auxiliaires et aux exigences d'intégration des énergies renouvelables. L'accord d'approvisionnement de 1,5 GWh conclu par CATL pour les projets Oviedo et Escuderos de Grenergy en Espagne illustre l'importance des structures de contrats de tolling à long terme dans le financement du stockage en Europe.

La norme IEC 62933-5-2:2025 devient une référence commune en matière de sécurité pour le stockage électrochimique dans les appels d'offres européens.^{[7]International Electrotechnical Commission, www.iec.ch} La contrainte régionale réside dans l'obtention des autorisations et la conformité aux exigences de sécurité, qui peuvent ralentir les calendriers des projets malgré une forte demande du marché. Le programme allemand de modernisation du réseau et les marchés britanniques des services auxiliaires continuent de soutenir les projets de gestion de la fréquence et de capacité.

Asie-Pacifique

L'Asie-Pacifique constituait le plus grand marché régional du stockage stationnaire de batteries à l'échelle du réseau, avec une part de 41,6 % en 2025, et devrait progresser à un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 28,3 %. La Chine représentait environ 60 % des ajouts mondiaux de capacités de stockage par batteries en 2025 et déploie des systèmes de stockage dans le cadre d'exigences obligatoires de co-localisation pour les nouveaux projets éoliens et solaires. CATL et BYD s'appuient sur leur base manufacturière nationale et leur portefeuille de projets pour soutenir leurs exportations vers l'Australie, le Moyen-Orient, l'Asie du Sud-Est et l'Amérique latine.

L'Inde constitue le marché émergent le plus important de la région. Le pays a attribué 10,4 GW de capacité de systèmes autonomes de stockage d'énergie par batterie (BESS) en 2025, tandis que les tarifs ont diminué de 80 % en moins de deux ans. Le Cabinet de l'Union a approuvé un financement de comblement du déficit de viabilité de 5 400 crores de roupies (Rs) en mai 2026 pour 30 GWh de nouvelles capacités de stockage. Le Japon se distingue par ses applications de longue durée et ses applications pour les réseaux insulaires, notamment le déploiement de 70 MWh de batteries NaS par NGK Insulators.

Amérique latine et MEA

L'Amérique latine représentait 3,6 % des revenus mondiaux en 2025 et devrait progresser à un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 16,4 %. Le Chili domine le déploiement régional, soutenu par l'accord d'approvisionnement de 2,6 GWh conclu par BYD pour la plateforme solaire avec stockage Central Oasis de Grenergy. L'expansion de l'éolien et des énergies renouvelables au Brésil stimule la demande d'actifs de gestion de la fréquence et d'intégration au réseau.

La région MEA représentait 5,7 % des revenus du marché du stockage stationnaire de batteries à l'échelle du réseau en 2025 et devrait progresser à un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 19,7 %. Le projet BESS de 19 GWh de Masdar à Abou Dhabi et le déploiement HaoHan de 12,5 GWh réalisé par BYD avec Saudi Electricity Company établissent la région comme un marché d'approvisionnement de plusieurs GWh. Le marché du stockage en Afrique devrait atteindre 22 GW/55 GWh d'ici 2035, sous l'impulsion de l'Afrique du Sud, de l'Égypte, du Maroc et des marchés d'Afrique subsaharienne, où le stockage peut remplacer la production d'électricité au diesel à coût élevé.

Part du marché et paysage concurrentiel du stockage stationnaire sur batteries à l'échelle du réseau

Le marché est modérément concentré. CATL détenait une part de 9,5 % du chiffre d'affaires en 2025, tandis que CATL, Tesla, LG Energy Solution, Exide Technologies et BYD détenaient collectivement 29,5 %. Les 70,5 % restants se répartissent entre des intégrateurs spécialisés, des développeurs de batteries de longue durée et des fournisseurs régionaux de solutions de stockage. Cette structure laisse de la place à la spécialisation technologique, mais la bancabilité et l'échelle de production favorisent les fournisseurs établis lors des grands appels d'offres des services publics.

L'avantage concurrentiel de CATL repose sur l'intégration verticale, l'échelle de production de batteries LFP et la diversité de ses chimies, qui couvrent les systèmes LFP, NMC et sodium-ion. Sa plateforme TENER équipe le projet de 19 GWh de Masdar, tandis que son accord d'approvisionnement de 60 GWh avec Beijing HyperStrong Technology renforce sa position dans le stockage à base de sodium. Tesla est en concurrence grâce à la plateforme Megapack, à la production de la Megafactory et au logiciel d'optimisation Autobidder. Son accord d'approvisionnement de 4,3 milliards de dollars (USD) en cellules LFP avec LG Energy Solution pour la production du Megapack 3 à partir d'août 2027 réduit sa dépendance à l'égard d'un fournisseur unique de cellules.

BYD a dépassé Tesla en volume expédié, exprimé en GWh, et a démontré sa capacité d'exécution grâce au projet de 12,5 GWh de Saudi Electricity Company et à l'accord de 2,6 GWh conclu avec Central Oasis au Chili. LG Energy Solution conserve un double rôle, à la fois comme fournisseur direct de systèmes et comme partenaire de cellules pour des intégrateurs concurrents. Fluence associe le matériel Gridstack Pro au logiciel Fluence IQ et se développe grâce aux achats des services publics et des centres de données. Invinity et Form Energy occupent des positions sur le segment du stockage de longue durée grâce, respectivement, aux technologies des batteries à flux de vanadium et des batteries fer-air.

Les principaux acteurs présents sur le marché comprennent BYD Company, CATL, Eos Energy Enterprises, Exide Technologies, Fluence Energy, Form Energy, GS Yuasa International, Hitachi Energy, HOPPECKE Batterien, Invinity Energy Systems, Johnson Controls, LG Energy Solution, Panasonic Corporation, Powin Energy, SAMSUNG SDI, Siemens Energy, SK Innovation, Tesla, Toshiba Corporation et Wartsila. Siemens Energy, Hitachi Energy et Wartsila interviennent dans l'interconnexion au réseau, l'électronique de puissance et les systèmes de gestion de l'énergie, plutôt que dans la seule fabrication de cellules.

Évolutions récentes du secteur

• Mai 2026 : Invinity Energy Systems a été sélectionnée pour concevoir et fournir une batterie à flux de vanadium de 2,1 GWh destinée au complexe de centres de données d'IA de Flexbase à Laufenburg, en Suisse. Le projet renforce la visibilité commerciale des batteries à flux dans les applications de longue durée sensibles au risque d'incendie.
• Mai 2026 : L'Inde a approuvé un financement de comblement du déficit de viabilité de 5 400 crores de roupies pour 30 GWh de nouvelles capacités de stockage sur batteries à l'échelle du réseau. Cette mesure élargit le portefeuille de projets d'approvisionnement de l'Inde et contribue à réduire le risque de financement pour les développeurs.
• Mai 2026 : CATL a accepté de fournir 1,5 GWh pour les projets solaires avec stockage d'Oviedo et d'Escuderos de Grenergy, en Espagne. Les structures de tolling conclues sur dix ans démontrent la valeur des revenus contractuels du stockage européen.
• Janvier 2026 : Fluence Energy a annoncé la fourniture de Gridstack Pro pour le Pioneer Clean Energy Center de 300 MW/1 200 MWh en Arizona, dont la mise en service est prévue d’ici avril 2027. Le projet illustre la demande de sécurisation de la capacité dans le cadre de contrats de tolling à long terme.