Intersolar 2025 : le photovoltaïque entre dans l’ère du stockage à grande échelle

Un salon tourné vers les batteries bien plus que les panneaux

Le salon Intersolar Europe, qui s’est tenu à Munich en juin 2025, a marqué un tournant décisif pour l’industrie photovoltaïque. Alors que les éditions précédentes mettaient encore l’accent sur les records de rendement des modules, cette année, les batteries et les systèmes de stockage ont clairement volé la vedette. Dès l’entrée du hall A2, les stands des grands fabricants comme Jinko et Longi exposaient moins leurs panneaux que leurs racks de batteries. Longi a notamment dévoilé ses solutions OneBank 2.0 et OneMatrix 2.0, capables d’intégrer jusqu’à près de 7 MWh dans une architecture clé en main destinée aux centrales solaires. Le message est désormais limpide : l’industrie ne vend plus seulement des panneaux, mais des systèmes énergétiques complets, où le stockage devient le cœur de l’offre.

Cette évolution répond à une réalité économique et technique : sans batteries, l’énergie solaire ne peut pas répondre à la demande en soirée ni stabiliser un réseau de plus en plus dépendant des renouvelables. Selon SolarPower Europe, le marché européen du stockage par batteries a connu une progression spectaculaire en 2025, avec 36 GWh installés dans l’année, soit une hausse de 48 % par rapport à 2024. Pour la première fois, le parc cumulé de l’Union européenne a dépassé la barre des 100 GWh. Et les prévisions indiquent que les installations annuelles pourraient atteindre 138 GWh d’ici 2030, soit près de quatre fois le niveau actuel.

Le stockage change d’échelle et de durée

Dans les allées du salon, une autre tendance forte est apparue : l’allongement de la durée de stockage. Si les systèmes de deux et quatre heures restent majoritaires, les solutions de six ou huit heures gagnent du terrain. Cette évolution est portée par les besoins des réseaux électriques, notamment aux États-Unis et en Australie, où l’intégration massive de l’éolien et du solaire exige une flexibilité accrue. « Les développeurs intègrent désormais le stockage dès la conception des projets », explique Lucas Durupt, directeur du développement commercial de Forsyt Energy. Selon lui, l’enjeu n’est plus de démontrer l’intérêt des batteries, mais d’accélérer leur déploiement pour capter les nouvelles sources de valeur des marchés de l’électricité.

Cette montée en puissance se traduit aussi par des installations de plus en plus grandes. Alors qu’en 2024, les projets de taille moyenne dominaient, l’Europe voit aujourd’hui émerger des parcs de plusieurs centaines de mégawatts. Les données de BloombergNEF confirment que les installations à grande échelle (au-dessus de 10 MW) représentent désormais plus de la moitié des nouvelles capacités de stockage en Europe. Cette dynamique est alimentée par la baisse du coût des batteries lithium-fer-phosphate (LFP) et par des politiques publiques favorables, comme le mécanisme de capacité en France ou les appels d’offres pour le stockage longue durée au Royaume-Uni.

La France rattrape son retard

Le marché français du stockage, longtemps à la traîne par rapport à l’Allemagne ou au Royaume-Uni, montre des signes de décollage. Chez Socomec, entreprise alsacienne spécialisée dans la conversion d’énergie, les demandes de chiffrage se multiplient. Même constat chez Nidec Conversion, filiale du groupe japonais Nidec, dont le centre mondial d’expertise sur le stockage est implanté en France. « Le marché français du stockage a réellement décollé et on ne voit pratiquement plus de projets photovoltaïques sans batteries », confirme Franck Girard, président de Nidec ASI SAS. Son groupe a récemment signé des contrats avec Corsica Sole et Neoen pour deux batteries de 200 MW / 400 MWh chacune.

Pour accompagner cette mutation, les industriels développent des solutions de plus en plus intégrées. À Munich, Nidec présentait ACBOX V4, une plateforme de stockage à grande échelle combinant batteries LFP, conversion de puissance distribuée et capacités de grid forming. Cette technologie permet de renforcer la stabilité des réseaux électriques et d’accélérer l’intégration des renouvelables. Le groupe dévoilait également UniQube, une plateforme de conversion de puissance conçue en Europe pour les systèmes de stockage de deux à huit heures. « Son intérêt est de concentrer jusqu’à 10 MVA dans un conteneur compact, facilitant l’intégration dans les projets à grande échelle », poursuit Franck Girard. Pour en savoir plus sur ces innovations, consultez l’article de pv magazine France dédié au salon.

Un modèle économique solide et diversifié

Toutes ces innovations illustrent un changement profond du rôle du stockage. Les batteries ne servent plus uniquement à déplacer l’énergie dans le temps, mais participent directement à la stabilité du système électrique via des services comme la réserve de fréquence, la régulation de tension, le black start ou le grid forming. Malgré la hausse récente des coûts des batteries, liée à la tension sur le lithium et à la croissance de la demande mondiale, le modèle économique du stockage reste robuste. Il s’appuie désormais sur une diversification des revenus.

Le premier pilier de cette nouvelle économie est constitué par les services système. Ils rémunèrent la capacité des batteries à stabiliser le réseau. Au Royaume-Uni, les mécanismes dédiés au Long Duration Energy Storage (LDES) illustrent cette évolution, avec des appels d’offres favorisant des durées de stockage plus longues et des actifs capables de fournir des services avancés comme le black start, indispensable pour redémarrer un réseau après un incident majeur. Ces évolutions sont étroitement liées aux technologies de grid forming, expliquées en détail sur le site de Energy Storage News.

Le deuxième pilier repose sur les marchés de capacité. Ces dispositifs garantissent des revenus sur le long terme, souvent sur des horizons de sept ans, ce qui améliore fortement la bancabilité des projets. Ils permettent aux développeurs de sécuriser des flux financiers stables et facilitent l’accès au financement bancaire. Dans certains cas, les acteurs recourent à des contrats de type tolling, dans lesquels un tiers paie pour disposer de la flexibilité de la batterie sans en être propriétaire. Ce modèle stabilise les revenus tout en laissant une partie de l’optimisation au développeur. Enfin, une part croissante des projets se positionne sur des stratégies dites merchant, exposées directement aux prix de marché. Plus risquées, elles offrent un potentiel de rémunération supérieur, en particulier dans un contexte de forte volatilité des prix de l’électricité.

Selon une étude récente de Wood Mackenzie, le revenu moyen d’une batterie en Europe sur les marchés de l’énergie et des services système est passé de 80 €/MWh en 2023 à plus de 110 €/MWh en 2025, grâce à la combinaison de ces différentes sources. Cette tendance devrait se renforcer avec l’augmentation de la pénétration des énergies renouvelables et le besoin croissant de flexibilité.

En conclusion, le salon Intersolar 2025 a confirmé que le photovoltaïque est entré définitivement dans l’ère du stockage. Les batteries ne sont plus une option, mais un élément central de tout projet solaire. La France, bien qu’en retard, commence à rattraper son retard grâce à des projets de grande envergure et à l’innovation des industriels. Le modèle économique du stockage, diversifié et soutenu par les marchés de capacité et les services système, assure une rentabilité durable. Dans les années à venir, l’allongement de la durée de stockage et l’intégration croissante du grid forming permettront d’atteindre une part d’énergies renouvelables encore plus élevée dans le mix électrique européen.

Aurélien CHAPUIS

Aurélien Chapuis est diplômé du Master Management et Gestion de l’Énergie de l’ESCP Business School. Expert en stratégie photovoltaïque et business developer pour PV Solaire Énergie depuis 2019, il accompagne les professionnels du secteur dans leur croissance et vulgarise les enjeux de la transition énergétique pour le grand public.

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