Du stockage résidentiel à une infrastructure d’importance systémique

La transformation du système énergétique suisse est étroitement liée à l’essor du photovoltaïque et des autres énergies renouvelables. Cette évolution modifie non seulement la structure de la production électrique, mais confronte aussi les réseaux de distribution à de nouveaux défis techniques, opérationnels et réglementaires. La production d’électricité devient plus décentralisée, plus volatile et moins prévisible, alors même que les exigences en matière de sécurité d’approvisionnement et de qualité de la tension restent élevées. Dans ce contexte, les systèmes de stockage par batteries occupent une place de plus en plus importante : d’une technologie complémentaire destinée à optimiser l’autoconsommation, ils deviennent une ressource de flexibilité essentielle pour les réseaux de distribution. Le « Baromètre des batteries de stockage en Suisse » de Swissolar documente clairement cette mutation structurelle et fournit une base solide pour redéfinir le rôle des systèmes de stockage par batteries dans l’interaction entre le marché, le réseau et le système [1].

Du stockage résidentiel à une infrastructure essentielle au système

Le marché suisse du stockage par batteries a connu une forte croissance ces dernières années. Fin 2025, près de 1500 MWh de capacité de stockage par batteries étaient déjà installés en aval du point de raccordement au réseau (derrière le compteur, behind-the-meter, BTM) (figure 1). À cela s’ajoutaient au moins 135 MWh de stockage en amont du compteur (front-of-the-meter, FTM), directement raccordés au réseau de distribution ou de transport (figure 2). Des projets de stockage pour le réseau d’une capacité totale d’environ 4200 MWh sont annoncés d’ici à 2030. Cette évolution montre que le stockage par batteries ne se limite plus au simple rôle de technologie destinée aux consommateurs finaux.

Plusieurs facteurs sont à l’origine de cette évolution. D’une part, les coûts d’investissement baissent depuis des années : un système de stockage résidentiel typique d’une capacité de 15 kWh coûtait en moyenne environ 8800 CHF en 2025, soit environ 30 % de moins qu’en 2023. D’autre part, le cadre réglementaire évolue : la baisse et la volatilité accrue des tarifs de rétribution de l’électricité injectée, l’introduction de tarifs dynamiques pour l’électricité et l’utilisation du réseau ainsi que les nouvelles règles relatives à l’exploitation de la flexibilité renforcent la valeur économique du décalage temporel de l’énergie. Alors que le marché des batteries « behind-the-meter » s’est longtemps concentré sur les maisons individuelles, la croissance se déplace de plus en plus vers les immeubles collectifs, les exploitations agricoles ainsi que les entreprises industrielles et commerciales. Parallèlement, la taille moyenne des systèmes de stockage augmente, ouvrant la voie à de nouveaux domaines d’application au-delà de l’optimisation classique de l’autoconsommation.

La flexibilité au service du développement du photovoltaïque

En Suisse, le développement du photovoltaïque s’effectue principalement de manière décentralisée et, en grande partie, au niveau de la basse tension. Il en résulte de nouveaux profils de charge : les pics d’injection à midi coïncident avec une demande locale relativement faible, tandis que les charges augmentent en soirée, lorsque la production solaire vient à manquer. Ce découplage entraîne davantage de congestions locales du réseau, de dépassements des limites de tension et de besoins d’intervention sur le réseau.

Les systèmes de stockage par batteries peuvent contribuer à soulager le réseau en absorbant localement les excédents de production photovoltaïque et en les restituant ultérieurement. Cela permet de lisser les pics d’injection et de charge, de moins solliciter les équipements, ainsi que de réduire ou de reporter les renforcements du réseau. Les gestionnaires de réseau de distribution disposent ainsi d’une marge de manœuvre supplémentaire entre le renforcement et la gestion active du réseau.

Cela revêt une importance particulière dans le contexte de la réglementation sur la flexibilité entrée en vigueur en 2026. Les gestionnaires de réseaux de distribution sont autorisés à réduire, dans une certaine limite, les injections au point de raccordement au réseau, pour autant que la perte annuelle d’énergie reste inférieure à 3 %. Les systèmes de stockage par batteries permettent de stocker localement au moins une partie de cette énergie écrêtée et de l’utiliser ultérieurement. Les pertes économiques liées aux limitations d’injection peuvent ainsi être partiellement atténuées. La rentabilité de cette solution dépend toutefois des conditions-cadres ainsi que des coûts d’investissement et d’exploitation du système de stockage. Par ailleurs, les systèmes de stockage par batteries peuvent accroître l’acceptation des interventions sur le réseau et contribuer à mieux concilier stabilité du réseau et rentabilité. À partir de 2027, la rémunération dynamique de l’électricité injectée créera des incitations supplémentaires : face à des tarifs fluctuants, les systèmes de stockage pourront contribuer à optimiser de manière ciblée l’autoconsommation et le moment de l’injection dans le réseau.

Systèmes de stockage « behind-the-meter » et « front-of-the-meter »

Les systèmes de stockage « behind-the-meter » sont généralement installés chez les consommateurs finaux et étroitement couplés à des installations photovoltaïques ainsi qu’à des systèmes de gestion de l’énergie. À l’origine, ils servaient principalement à optimiser l’autoconsommation. Aujourd’hui, ils assument toutefois d’autres fonctions, telles que la réduction des pointes de puissance ainsi que l’optimisation de l’injection et du prélèvement d’électricité dans un contexte de tarifs dynamiques de l’électricité et du réseau. Grâce à des approches de mutualisation (pooling), de nombreux petits systèmes de stockage peuvent en outre fournir collectivement de la flexibilité ou des services système.

Les systèmes de stockage « front-of-the-meter » ne sont pas liés à des consommateurs finaux individuels, mais raccordés directement au réseau de distribution ou de transport. Ils peuvent fournir des services aux niveaux du réseau, du système ou du marché. Dans la pratique, le choix de leur emplacement s’appuie cependant rarement sur les congestions du réseau, mais plutôt sur la disponibilité des points de raccordement et les opportunités économiques. Les prix du marché ne reflétant pas suffisamment les contraintes locales du réseau, il existe un risque que les systèmes de stockage ne soient pas installés ou exploités là où ils seraient les plus utiles du point de vue du réseau.

Une meilleure coordination entre le choix de l’emplacement, la stratégie d’exploitation et les besoins du réseau est essentielle : il s’agit de la seule façon d’éviter les conflits d’objectifs entre une exploitation au service du marché et les exigences du réseau, et d’exploiter efficacement le potentiel des systèmes de stockage par batteries dans le réseau de distribution.

Nouvelles exigences en matière de planification et d’exploitation du réseau

Le déploiement croissant des systèmes de stockage par batteries entraîne également une modification des exigences en matière de planification et d’exploitation du réseau. Les méthodes classiques de planification du réseau cible reposent principalement sur des hypothèses statiques de charge et d’injection. Les systèmes de stockage par batteries remettent cette approche en question, car leur fonctionnement dépend fortement des signaux de prix, des algorithmes de contrôle et des concepts d’agrégation. Pour les gestionnaires de réseau de distribution, la question consiste dès lors à savoir dans quelle mesure cette flexibilité peut être intégrée de manière fiable à la planification.

Les stratégies d’exploitation dictées par le marché peuvent s’avérer économiquement judicieuses à court terme, mais ne tiennent pas suffisamment compte des contraintes locales du réseau. Sans coordination, le risque existe que de nombreux systèmes de stockage se chargent ou se déchargent simultanément, générant ainsi de nouveaux pics de charge.

Une utilisation efficace nécessite donc des mécanismes qui relient les exigences du marché, du réseau et du système, tels que des tarifs de réseau dynamiques, des contrats de flexibilité ou des possibilités d’activation par les gestionnaires de réseau. Les systèmes de stockage par batteries deviennent ainsi une ressource opérationnelle active, au lieu de ne représenter qu’un raccordement passif au réseau.

De la chimie des cellules à l’intelligence des systèmes

Sur le marché suisse des systèmes stationnaires, les batteries lithium-ion continuent de dominer. Parmi ces dernières, ce sont notamment les systèmes lithium-fer-phosphate qui se sont imposés, en raison de leur durabilité, de leur sécurité et de leur stabilité thermique. Parallèlement, des technologies alternatives telles que les batteries sodium-ion suscitent un intérêt croissant. Elles promettent une meilleure disponibilité des matières premières et une moindre dépendance à l’égard de chaînes d’approvisionnement géopolitiquement sensibles, mais n’en sont encore qu’à un stade précoce de pénétration du marché.

Pour le réseau de distribution, ce n’est pas tant la composition chimique concrète des cellules qui est déterminante que l’intégration systémique des dispositifs de stockage. Les systèmes modernes de stockage par batteries sont intégrés au réseau via des interfaces électroniques de puissance et des commandes intelligentes. Les onduleurs grid-forming constituent à cet égard une avancée majeure : ils permettent aux systèmes de stockage de soutenir activement la tension et la fréquence du réseau et d’assumer ainsi des fonctions qui étaient jusqu’à présent principalement dévolues aux machines tournantes. De tels systèmes peuvent contribuer à la stabilisation des réseaux, permettre un fonctionnement en mode îloté et, en cas de perturbation, faciliter le rétablissement de sections du réseau.

Digitalisation et flexibilité

La digitalisation croissante constitue une condition préalable essentielle à l’utilisation des batteries au service du système électrique. Les systèmes de gestion de l’énergie relient la production, la consommation, l’exploitation des systèmes de stockage et les signaux de prix, et optimisent l’ensemble en temps réel. L’objectif n’est donc plus uniquement une optimisation purement locale, mais une gestion orientée vers les besoins du réseau et du système.

Les concepts d’agrégation (pooling) gagnent ainsi en importance. Ils permettent de regrouper de nombreux systèmes de stockage décentralisés au sein de centrales électriques virtuelles, capables de franchir les seuils d’accès au marché. Cela nécessite des interfaces standardisées, des protocoles de communication interopérables et des échanges de données transparents entre les exploitants d’installations, les agrégateurs et les gestionnaires de réseau. Sans ces bases, une part importante du potentiel de flexibilité reste inexploitée.

Réglementation et stratégie de stockage

Les révisions de la loi sur l’énergie et de la loi sur l’approvisionnement en électricité en vigueur depuis 2025 et 2026 ont posé des jalons importants. Parmi celles-ci figurent des dispositions relatives au remboursement des redevances d’utilisation du réseau pour les systèmes de stockage, l’introduction des communautés électriques locales ainsi que l’ancrage de la flexibilité dans le droit applicable aux réseaux de distribution. Dans le même temps, le Baromètre des batteries de stockage en Suisse met en évidence la nécessité d’une meilleure coordination : l’utilisation simultanée des systèmes de stockage par batteries au service du système, du réseau et du marché nécessite des règles claires, afin que les incitations économiques ne soient pas en contradiction avec les exigences d’exploitation du réseau.

Dans ce contexte, l’élaboration d’une stratégie nationale de stockage gagne en importance. Des objectifs de développement clairs à l’horizon 2035 et 2050, des instruments réglementaires coordonnés, une répartition transparente des rôles entre les acteurs du marché et les gestionnaires de réseau ainsi qu’une collecte systématique des données en tant que base pour la transparence et la planification constituent des conditions essentielles pour une exploitation efficace et ciblée du potentiel des systèmes de stockage par batteries.

Contexte européen

Les évolutions observées en Suisse se reflètent également au niveau européen. Selon l’« EU Battery Storage Market Review 2025 », les systèmes de stockage par batteries deviennent une condition préalable à l’intégration des énergies renouvelables [2].

Avec 27,1 GWh de capacité de stockage nouvellement installée, le marché européen a de nouveau atteint un niveau record en 2025, avec une croissance de 45 %. Malgré cette progression, le développement reste en deçà des besoins : il serait nécessaire de multiplier les capacités de stockage par un facteur dix d’ici 2030.

La transition vers les systèmes de stockage à grande échelle (utility-scale), qui représentent désormais la majeure partie des nouvelles capacités, est particulièrement frappante. Cela souligne le rôle des systèmes de stockage par batteries en tant qu’infrastructure d’importance systémique. Les expériences européennes montrent toutefois que le manque de coordination entre les incitations du marché, les exigences du réseau et la réglementation continue d’entraver leur utilisation efficace. Le développement de la flexibilité n’est donc pas seulement une question technologique, mais avant tout une question de conception adéquate du système.

Recommandations d’action : renforcer l’utilisation coordonnée

Les systèmes de stockage par batteries sont passés du statut de technologie de niche destinée à l’optimisation de l’autoconsommation à celui de pilier central du futur système électrique. Pour le réseau de distribution, ils offrent de nouvelles possibilités de concilier le développement des énergies renouvelables avec la sécurité d’approvisionnement, la stabilité du réseau et la rentabilité. Le Baromètre des batteries de stockage en Suisse montre que leur potentiel réside moins dans des applications isolées que dans une utilisation coordonnée, en interaction avec le marché, le réseau et le système.

Pour que ce potentiel puisse être exploité pleinement, un cadre réglementaire et technique doit être mis en place. Les incitations économiques et les exigences relatives à l’exploitation du réseau doivent être harmonisées. Des tarifs de réseau dynamiques, des contrats de flexibilité ainsi que des informations transparentes sur les points de raccordement appropriés peuvent contribuer à exploiter les systèmes de stockage là où ils apportent le plus grand bénéfice du point de vue du réseau.

Parallèlement, les interfaces standardisées et les systèmes interopérables gagnent en importance pour intégrer les batteries dans les systèmes de gestion de l’énergie et les solutions d’agrégation. Les véhicules électriques devraient également continuer à être développés en tant que systèmes de stockage flexibles. Une stratégie globale en matière de stockage, assortie de trajectoires de déploiement clairement définies et de mécanismes d’incitation coordonnés, demeure essentielle pour éviter les dérives et mettre la flexibilité à disposition là où le système électrique en a réellement besoin.