Marché du stockage hybride de l’énergie solaire et éolienne Taille et part 2026-2035

Taille du marché du stockage d’énergie hybride solaire-éolien

Le marché du stockage d’énergie hybride solaire-éolien était évalué à 11,8 milliards de dollars américains en 2025 et devrait atteindre 27,3 milliards de dollars américains d’ici 2035, avec un taux de croissance annuel composé (TCAC) de 8,5 % entre 2026 et 2035. Selon le dernier rapport publié par Global Market Insights Inc., les centrales intégrées combinant solaire, éolien et stockage passent du statut d’exception en matière de conception de projets à celui de modèle central d’approvisionnement en capacité renouvelable ferme.

Les centrales hybrides associent des profils de production complémentaires à de l’énergie stockée et à un contrôleur unifié, ce qui permet aux promoteurs de vendre une production programmée, de la capacité et des services réseau, plutôt que de proposer uniquement une production variable. Ce changement d’architecture est particulièrement important dans les zones où l’écrêtement de la production, la congestion des files d’attente de raccordement et le retrait des capacités thermiques accroissent la valeur d’une production renouvelable pilotable.

Le chiffre d’affaires du marché atteindra 13,2 milliards de dollars américains en 2026. Le marché englobe les systèmes solaires photovoltaïques, éoliens et de stockage d’énergie implantés sur un même site et contrôlés de manière centralisée, destinés aux services publics, aux applications commerciales, aux sites hors réseau et aux applications de résilience. Il exclut les actifs de production et de stockage autonomes dépourvus de fonction opérationnelle intégrée de contrôle ou de répartition hybride. L’estimation de la taille du marché repose sur une triangulation des portefeuilles de projets en développement, du déploiement des technologies, du contenu en équipements et de l’activité d’approvisionnement régionale ; les valeurs correspondent au chiffre d’affaires annuel du marché, tandis que les mesures de capacité du marché sous-jacent sont exprimées en MW.

La capacité mondiale en énergies renouvelables a atteint 5 149 GW à la fin de 2025, après l’ajout de 692 GW au cours de l’année. Le solaire et l’éolien représentaient 96,8 % des ajouts nets de capacités renouvelables, augmentant ainsi la base de production variable qui nécessite des solutions de répartition, d’équilibrage et de raccordement au réseau. ^{[1]International Renewable Energy Agency, Renewable Capacity Highlights - 31 March 2026, irena.org} Le marché adressable dépend donc moins de la seule construction de capacités renouvelables que du moment où les propriétaires de projets doivent transformer une production intermittente en un produit de capacité finançable. La baisse du coût des batteries élargit ce marché aux projets marchands et contractuels, tandis que des règles d’approvisionnement propres aux systèmes hybrides réduisent l’incertitude sur les revenus.

Le marché regroupe cinq catégories de technologies de stockage, trois configurations de systèmes et quatre catégories d’utilisateurs finaux en Amérique du Nord, en Europe, en Asie-Pacifique, au Moyen-Orient et en Afrique, ainsi qu’en Amérique latine. L’Asie-Pacifique représentait 43,5 % du chiffre d’affaires en 2025, tandis que le Moyen-Orient et l’Afrique afficheront la croissance régionale la plus rapide, avec un TCAC de 11,2 % d’ici 2035. L’évaluation du marché porte sur 33 entreprises, plus de 40 pays, plus de 150 tableaux et figures, et environ 175 pages d’analyse complémentaire.

Les systèmes de gestion de l’énergie intégrant l’IA deviennent une couche opérationnelle essentielle dans les centrales hybrides. Les approches fondées sur l’apprentissage par renforcement profond, décrites pour les microréseaux intelligents, peuvent améliorer les décisions de dispatching lorsque les conditions de production et de prix évoluent, par rapport aux commandes fixes fondées sur des règles. ^{[2]IEEE Xplore, Hybrid AI-Driven Energy Management System for Smart Microgrids, ieeexplore.ieee.org} Leur intérêt commercial réside dans la coordination des revenus issus de l’énergie, de la capacité et du réglage de fréquence, tout en recourant à la maintenance prédictive pour préserver la disponibilité des actifs.

Principaux moteurs de croissance

*Les impacts prévisionnels indiquent des tendances et ne sont pas strictement additifs. Ils reflètent la croissance de référence, les effets de composition et les interactions entre les coûts, les politiques publiques et les conditions du réseau.*

Les objectifs en matière d’énergies renouvelables constituent le socle de demande le plus durable. La Chine a ajouté 440 GW de capacités renouvelables en 2025, dont 119 GW d’énergie éolienne et 315 GW de solaire photovoltaïque. L’Inde a augmenté ses ajouts annuels de capacités renouvelables de près de 60 %, tandis que l’Arabie saoudite a quadruplé ses ajouts de capacités solaires, qui ont atteint près de 7 GW. REPowerEU, les crédits d’impôt de l’Inflation Reduction Act des États-Unis et l’objectif de 500 GW de capacités non fossiles fixé par l’Inde pour 2030 soutiennent les portefeuilles de projets en améliorant la visibilité sur leur financement. Les capacités hybrides en bénéficient lorsque ces cadres valorisent la disponibilité, la durée de stockage ou les infrastructures de raccordement communes, plutôt que le seul volume de production.

En 2025, le prix moyen des systèmes de stockage d’énergie par batterie clés en main s’élevait à 117 dollars américains/kWh, soit 31 % de moins qu’en 2024. Le coût actualisé de l’électricité des projets de batteries de quatre heures a diminué de 27 % sur un an, pour atteindre 78 dollars américains/MWh, et le prix des packs destinés au stockage stationnaire a baissé à 70 dollars américains/kWh. ^{[3]BloombergNEF / Bloomberg, Battery Storage Costs Hit Record Lows as Costs of Other Clean Power Technologies Increased, bloomberg.com} La baisse des prix des batteries réduit le coût supplémentaire nécessaire pour transformer des projets éoliens et solaires en ressources pilotables. Elle déplace également le débat sur la conception optimale : il ne s’agit plus de déterminer s’il faut intégrer du stockage, mais d’en définir la durée, l’architecture de couplage et la logique de commande afin de maximiser les revenus.

Plus de 2 500 GW de projets d’énergies renouvelables, de stockage et de grandes charges restaient en attente de raccordement au réseau dans le monde. ^{[4]International Energy Agency, Electricity 2026, iea.org} La congestion des files d’attente s’explique à la fois par les limites du réseau et par un problème lié à son exploitation : les planificateurs du réseau ont besoin de centrales capables de respecter des engagements fermes et de répondre aux exigences en matière de fréquence, de tension et de variation de puissance. Le stockage co-implanté permet aux actifs hybrides de moduler leur production au point de raccordement, ce qui peut améliorer l’utilisation d’un raccordement existant. La valeur de cette capacité augmente à mesure que les centrales de pointe conventionnelles ferment.

Les microréseaux et les centrales à l’échelle des services publics se développent pour des raisons différentes. L’Afrique subsaharienne et le Moyen-Orient et l’Afrique du Nord ont chacun doublé leurs ajouts de capacités renouvelables, qui ont atteint environ 12 GW en 2025. Les sites isolés recourent à des systèmes hybrides pour remplacer le diesel et améliorer la fiabilité, tandis que les acheteurs des services publics misent sur des systèmes de plus grande envergure pour atteindre leurs objectifs de capacité et d’énergie propre. Les appels d’offres pour des projets hybrides en Inde et en Allemagne ont abouti à des prix contractuels de 40 à 60 dollars américains/MWh, ce qui montre que les configurations intégrées peuvent être compétitives lorsque les modalités d’approvisionnement associent production et stockage.

Principaux freins du marché

Les projets hybrides nécessitent bien plus qu’un approvisionnement supplémentaire en batteries. Les développeurs doivent coordonner les éoliennes, les panneaux solaires, les systèmes de stockage d’énergie par batterie (BESS), les systèmes de gestion de l’énergie, les postes électriques partagés, les études de raccordement au réseau, plusieurs garanties, les assurances et les structures de contrats d’achat. Cette complexité accroît les capitaux nécessaires au développement et peut retarder la clôture financière, en particulier lorsque les contrats d’achat d’électricité ou les mécanismes souverains de soutien des revenus restent limités. La baisse des coûts des BESS améliore la rentabilité opérationnelle, mais ne supprime pas le surcoût lié aux autorisations et aux contrats des centrales faisant appel à plusieurs technologies.

Les cadres réglementaires sont également en retard sur les modèles d’exploitation hybrides. De nombreuses règles relatives à la répartition de la production et à la participation aux marchés ont été conçues pour des installations de production utilisant une seule technologie, ce qui entretient l’incertitude quant au cumul des revenus provenant des marchés de l’énergie, de capacité et des services auxiliaires. Les files d’attente pour le raccordement en Amérique du Nord impliquent de longues périodes d’étude, tandis que les règles nationales européennes restent variables malgré les avancées à l’échelle de l’UE. Le défi qui en résulte ne se limite pas au coût de la conformité : il tient aussi à l’incertitude concernant le modèle de revenus sur lequel les prêteurs s’appuient pour déterminer la capacité d’endettement.

Analyse par segment du marché du stockage d’énergie hybride solaire-éolien

Par technologie de stockage

Batterie lithium-ion

Les batteries lithium-ion représentaient 72,5 % des revenus en 2025 et progresseront à un taux de croissance annuel composé (TCAC) de 8,2 % jusqu’en 2035. Le prix des packs destinés au stockage stationnaire a atteint 70 USD/kWh, après une baisse de 45 % sur un an, renforçant l’avantage de cette technologie en matière de coûts et de chaîne d’approvisionnement. CATL fournit des BESS pour les projets d’Edify Energy dans le Queensland et l’installation de Masdar à Abou Dhabi. La différenciation commerciale repose de plus en plus sur l’architecture de couplage et les logiciels de répartition, et non plus uniquement sur la chimie des cellules.

Batterie à flux

Les batteries à flux représentaient 4,9 % des revenus en 2025 et constituent la technologie de stockage à la croissance la plus rapide, avec un TCAC de 16,1 % jusqu’en 2035. Les systèmes à flux redox au vanadium, zinc-brome et fer-air conviennent aux applications nécessitant six heures ou plus de stockage quotidien, car les cycles profonds entraînent une dégradation limitée de la capacité. Les achats axés sur la durée de stockage en Californie, en Australie-Méridionale et au Royaume-Uni détermineront si cet avantage technique se traduit par une hausse des volumes.

Stockage par pompage-turbinage

Le stockage par pompage-turbinage représentait 15,5 % de part de marché en 2025 et progressera à un TCAC de 7,3 % jusqu’en 2035. Il constitue le pilier des systèmes hybrides de longue durée lorsque la topographie et les infrastructures hydroélectriques permettent leur développement, comme dans le projet Packwood Solar, Storage, and Microgrid, dans l’État de Washington. Les autorisations pour les projets en site vierge et les délais de construction de 10 à 15 ans restent les principaux freins.

Stockage d’énergie par volant d’inertie

Les systèmes à volant d’inertie représentaient 3,1 % du chiffre d’affaires en 2025 et afficheront un taux de croissance annuel composé (TCAC) de 8,1 % jusqu’en 2035. Ils répondent aux besoins de régulation de fréquence, de maintien en fonctionnement lors de perturbations et de soutien à l’inertie virtuelle, plutôt qu’au transfert de grandes quantités d’énergie. Leur rôle est complémentaire : les services réseau à cycles fréquents peuvent être dissociés des activités liées aux batteries.

Autres

Le stockage thermique, le stockage par air comprimé, les systèmes gravitaires, les batteries sodium-ion et les batteries à électrolyte solide représentaient ensemble 3,9 % de part de marché en 2025 et afficheront un TCAC de 3,7 % jusqu’en 2035. Leur adoption dépendra des conditions du site, de la durée de stockage et de garanties de performance susceptibles d’être financées, plutôt que d’une seule voie technologique.

Par configuration du système

Raccordés au réseau

Les systèmes raccordés au réseau représentaient 70,9 % du chiffre d’affaires du marché en 2025 et afficheront un TCAC de 8,3 % jusqu’en 2035. Les services publics et les producteurs d’électricité indépendants les utilisent pour vendre de l’électricité, de la capacité sous contrat et des services auxiliaires. Les configurations comprennent des centrales co-implantées partageant un même point de raccordement ainsi que des systèmes de portefeuille exploités via des plateformes centrales de systèmes de gestion de l’énergie (EMS). Le programme australien Capacity Investment Scheme a attribué des contrats à des projets associant éolien et BESS lors de son septième tour d’enchères. La transition vers des contrats d’achat de capacité ferme s’accentue à mesure que la part des énergies renouvelables variables atteint 30–40 % de la production totale.

Hors réseau

Les systèmes hors réseau représentaient 17,3 % du chiffre d’affaires en 2025 et afficheront un TCAC de 8,9 % jusqu’en 2035. Les mines isolées, les installations industrielles, les réseaux insulaires et les communautés rurales utilisent l’éolien, le solaire et les BESS pour réduire leur consommation de diesel et améliorer la fiabilité de l’approvisionnement. Dans les régions isolées, l’énergie produite à partir de diesel peut entraîner une prime logistique de 0,15 à 0,40 dollar américain/kWh, ce qui rend les systèmes hybrides compétitifs. La demande est particulièrement forte là où les besoins de sécurité d’approvisionnement en carburant et d’accès à l’énergie se rejoignent.

Hybrides (raccordés au réseau avec capacité de fonctionnement en îlotage)

Les systèmes raccordés au réseau dotés d’une capacité de fonctionnement en îlotage représentaient 11,7 % du chiffre d’affaires en 2025 et afficheront un TCAC de 8,7 % jusqu’en 2035. Ils allient participation au marché et fonctionnement pendant les pannes, ce qui les rend pertinents pour les hôpitaux, les centres de données, les infrastructures critiques et la résilience des communautés. Le Calistoga Resiliency Center d’Energy Vault et de PG&E, en Californie, associe des piles à combustible à hydrogène et des batteries lithium-ion pour fournir une capacité de secours de 293 MWh. La capacité véhicule-réseau constitue un complément émergent, car les flottes de véhicules électriques peuvent ajouter des ressources de stockage décentralisées à un système hybride.

Par utilisation finale

À l’échelle des services publics

Les installations à l’échelle des services publics représentaient 67,7 % du chiffre d’affaires du marché en 2025 et afficheront un TCAC de 7,6 % jusqu’en 2035. Les services publics et les gestionnaires de réseau acquièrent ces actifs pour répondre aux obligations de capacité, assurer un approvisionnement contractuel en énergies renouvelables et équilibrer le réseau. NextEra Energy Resources a obtenu l’autorisation de construire un BESS de 200 MW dans l’Utah et a signé de nouveaux contrats portant sur 1,3 GW de BESS au premier trimestre 2026, dans le cadre de la mise en place de 4 GW de projets d’énergies renouvelables et de stockage. Le projet de Masdar à Abou Dhabi associe 5,2 GW de capacité solaire à 19 GWh de BESS et vise une mise en service commerciale en 2027.

Commercial et industriel (C&I)

Les systèmes C&I représentaient 19,2 % du chiffre d’affaires en 2025 et afficheront le taux de croissance annuel composé (TCAC) le plus élevé parmi les usages finaux, à 10,5 % jusqu’en 2035. Les fabricants énergivores, les centres de données, les plateformes logistiques et les campus commerciaux les déploient pour maîtriser leurs coûts d’électricité, respecter leurs engagements en matière d’énergies renouvelables et renforcer leur résilience. La baisse des coûts des systèmes de stockage d’énergie par batteries (BESS) et la hausse des tarifs du réseau font évoluer leur proposition de valeur : d’investissement en faveur du développement durable, ils deviennent un outil de maîtrise des coûts. Les acheteurs C&I évalueront de plus en plus les systèmes hybrides en fonction de leur pilotabilité, de leur exposition aux tarifs et des conséquences des coupures, plutôt que de leur seul rendement de production.

Résidentiel

Les systèmes résidentiels représentaient 8,4 % du chiffre d’affaires du marché en 2025 et progresseront à un TCAC de 9,3 % jusqu’en 2035. Le solaire en toiture, les petites éoliennes dans les zones adaptées et les batteries domestiques répondent aux tarifs, à l’évolution des dispositifs de comptage net et aux objectifs d’autonomie énergétique des ménages. La tarification selon l’heure d’utilisation accroît l’intérêt du stockage de la production solaire de la mi-journée pour couvrir la consommation aux heures de pointe. La baisse des coûts des équipements élargit le nombre de ménages concernés sans nécessiter un soutien équivalent sous forme de subventions.

Analyse régionale du marché du stockage d’énergie hybride solaire-éolien

Amérique du Nord

L’Amérique du Nord représentait 21,0 % du chiffre d’affaires mondial en 2025 et progressera à un TCAC de 9,5 % jusqu’en 2035. Les États-Unis sont à l’origine de la demande régionale grâce aux crédits d’impôt à l’investissement de l’Inflation Reduction Act, qui couvrent le stockage autonome, le stockage co-implanté et les énergies renouvelables hybrides. Le pays a installé 49 GW de capacité renouvelable en 2025, tandis que les appels d’offres en Californie, au Texas et dans l’État de New York exigent de plus en plus souvent l’intégration du stockage. Le Canada accroît ses capacités grâce aux appels d’offres provinciaux en Ontario et en Colombie-Britannique. L’ordonnance 2023 de la FERC vise à améliorer les procédures de raccordement, mais les délais d’étude à court terme restent un obstacle pour les projets hybrides.

Europe

L’Europe représentait 18,0 % du chiffre d’affaires en 2025 et progressera à un TCAC de 8,5 % jusqu’en 2035. L’Union européenne a ajouté près de 85 GW de capacité renouvelable en 2025 ; l’Allemagne a ajouté plus de 17 GW de solaire photovoltaïque et l’Espagne, 14 GW. Endesa et Iberdrola développent des parcs hybrides en Castille-La Manche et en Aragon dans le cadre du dispositif d’appels d’offres REER espagnol. Le programme britannique Contracts for Difference et les appels d’offres allemands pour l’innovation intègrent de plus en plus souvent le stockage co-implanté. Le règlement sur l’organisation du marché de l’électricité, adopté en 2024, ouvre une voie vers l’accès des centrales hybrides au marché, même si sa mise en œuvre reste inégale selon les pays.

Asie-Pacifique

L’Asie-Pacifique a dominé le marché avec une part de 43,5 % en 2025 et affichera un TCAC de 7,7 % jusqu’en 2035. La Chine a ajouté 315 GW de capacité solaire photovoltaïque et 119 GW d’énergie éolienne en 2025, et les directives de la National Energy Administration préconisent que le stockage représente 10 à 20 % de la capacité des nouveaux projets à grande échelle. L’Inde a ajouté près de 50 GW de capacité solaire photovoltaïque et plus de 6 GW d’énergie éolienne, tandis qu’ACWA Power et Adani Green Energy font avancer des projets au Rajasthan et au Gujarat. Le plan intégré du système de l’Australie pour 2026 a mis en évidence un déficit de capacité éolienne à grande échelle, accélérant le développement de projets éoliens couplés au stockage dans le cadre du Capacity Investment Scheme.

Moyen-Orient et Afrique

Le Moyen-Orient et l’Afrique représentaient 9,0 % du chiffre d’affaires en 2025 et afficheront le TCAC régional le plus élevé, à 11,2 %, jusqu’en 2035. En Arabie saoudite, les ajouts de capacité solaire ont approché 7 GW en 2025, conformément à l’objectif de Vision 2030, qui vise à porter la part des énergies renouvelables à 50 % d’ici 2030. Le projet de Masdar à Abou Dhabi associe 5,2 GW d’énergie solaire à un BESS de 19 GWh. Les travaux ont débuté en octobre 2025, CATL étant le fournisseur du système de stockage. Le projet Hydra Solar-BESS de 216 MW de TotalEnergies en Afrique du Sud et le projet Siruai au Kenya, qui associe 100 MW d’énergie éolienne à un BESS de 50 MWh, illustrent l’essor de ce modèle de projet dans la région. L’initiative Desert to Power de la Banque africaine de développement soutient le déploiement de systèmes hybrides dans onze pays du Sahel, tandis que le cofinancement de la BERD élargit l’accès aux capitaux en Égypte, en Jordanie et sur d’autres marchés de la région MENA. ^{[5]African Development Bank Group, Desert to Power Initiative, afdb.org}

Amérique latine

L’Amérique latine représentait 8,5 % du chiffre d’affaires en 2025 et affichera un TCAC de 4,9 % jusqu’en 2035. Le Brésil est à la tête du déploiement régional : Enel Green Power et Mainstream Renewable Power développent des projets éoliens et solaires dans le nord-est du pays dans le cadre des appels d’offres de l’ANEEL. Les installations de Neoen au Chili et le portefeuille de projets solaires couplés au stockage de Lightsource bp en Colombie et au Mexique élargissent le périmètre des projets dans la région. La volatilité des devises, les coûts de financement élevés et les contraintes du réseau limitent la conversion des capacités annoncées en actifs opérationnels.

Part de marché et paysage concurrentiel du marché du stockage d’énergie hybride solaire et éolienne

Le marché est modérément fragmenté. Goldwind Science & Technology était en tête avec une part de 4,2 % en 2025, tandis que Goldwind, NextEra Energy Resources, Envision Energy, CATL et Siemens Energy détenaient ensemble 14 % du marché. La position de Goldwind repose sur une stratégie intégrée associant éoliennes et systèmes BESS implantés sur les mêmes sites en Australie, en Afrique du Sud et en Chine. Son approche à couplage CC, notamment les déploiements de plateformes d’éoliennes 7H à Moorabool et Baldon, en Australie, offre une proposition de conception intégrée que les seuls fournisseurs d’équipements ne peuvent pas reproduire rapidement.

NextEra Energy Resources dispose du portefeuille de projets hybrides en développement le plus actif parmi les producteurs indépendants d’électricité. Ses contrats de BESS portant sur 1,3 GW au T1 2026 s’inscrivaient dans le cadre de 4 GW de projets renouvelables et de stockage développés. Un accord d’approvisionnement en BESS de 6,3 GWh signé avec Samsung SDI en mars 2025 garantit l’approvisionnement jusqu’en 2029. Envision Energy étend sa plateforme de turbines, de stockage et d’EMS basé sur l’IA grâce à des partenariats éoliens et de stockage par batterie en Australie. CATL fournit des BESS pour l’installation de Masdar à Abou Dhabi, les projets australiens d’Edify Energy et le BESS de NextEra dans l’Utah, ce qui lui permet d’être présent dans plusieurs configurations hybrides.

La concentration du marché est plus élevée dans les projets à l’échelle des services publics, où les cinq principaux acteurs représentent, selon les estimations, 22–25 % de la capacité des projets, que dans les systèmes commerciaux et industriels (C&I) et résidentiels. Fluence Energy, Siemens Energy et Wärtsilä Energy disposent d’avantages lorsque les logiciels après-vente, les outils d’enchères et l’assistance en matière de codes de réseau déterminent le choix des acheteurs. Les fusions-acquisitions portent principalement sur les plateformes de développement de projets et les capacités d’EMS hybrides, car les droits de raccordement acquis, l’expérience en matière d’autorisations et les logiciels de contrôle raccourcissent le délai nécessaire à la constitution d’un portefeuille de projets compétitif.

Évolutions récentes du secteur

• Mai 2026 : Iberdrola a mis en service le parc éolien de Tâmega Norte, au Portugal, premier projet hybride éolien-hydraulique raccordé au réseau de la péninsule Ibérique. Le projet associe l’éolien terrestre à la technologie hydroélectrique de pompage-turbinage afin de fournir une capacité renouvelable ferme et de la flexibilité.
• Mai 2026 : Iberdrola España a inauguré un BESS de 58 MW/120 MWh dans le complexe de Campo Arañuelo, à Cáceres, raccordé aux centrales photovoltaïques de Romeral et d’Olmedilla au moyen d’un nœud de réseau partagé. Le projet montre comment un raccordement partagé peut soutenir la conception hybride de plusieurs actifs.
• Fév. 2026 : SOLA Group a atteint la clôture financière et lancé la construction du projet Naos-1 en Afrique du Sud, qui associe une capacité solaire de 300 MW (435 MWc) à un BESS de 660 MWh. La mise en service commerciale est prévue au S1 2028.
• Déc. 2024 : Reliance NU Suntech a obtenu un marché de la SECI pour un projet solaire de 930 MW co-implanté avec un BESS de 465 MW/1 860 MWh, au tarif de 3,53 INR/kWh, établissant ainsi une référence en matière d’approvisionnement solaire avec stockage à grande échelle en Asie du Sud.