Le BESS
Le stockage par batterie, en clair.
Un BESS — Battery Energy Storage System — est un système qui stocke de l’électricité dans des batteries pour la restituer plus tard. Sur un site industriel ou tertiaire, il sert à trois choses : effacer les pointes de puissance, consommer sa propre production solaire, et sécuriser des charges critiques. Sa taille se décrit toujours par deux nombres, une puissance en kW et une capacité en kWh.
Faits vérifiés le 2 octobre 2026.
De quoi se compose un BESS ?
Un BESS assemble six sous-ensembles. Les comparer entre fournisseurs demande de savoir ce qui varie de l’un à l’autre : la cellule fixe la durée de vie et la tenue thermique, l’électronique de puissance et le pilotage fixent ce que l’actif pourra faire une fois installé.
| Sous-ensemble | Rôle | Ce qui varie |
|---|---|---|
| Cellules, modules, racks | Le stockage lui-même. Les cellules sont assemblées en modules, les modules en racks. | La chimie et le fournisseur de cellules. C’est le poste qui décide de la durée de vie, du comportement thermique et de la disponibilité des pièces dans la durée. |
| BMS — Battery Management System | Surveille chaque cellule : tension, température, état de charge. Équilibre les cellules et coupe en cas de dérive. | La finesse de la mesure et l’ouverture des données. Des données accessibles laissent à l’exploitant le choix de ses outils de supervision dans le temps. |
| PCS — Power Conversion System | Convertit le continu des batteries en alternatif du réseau, dans les deux sens. | La puissance, le rendement, et surtout les modes de fonctionnement supportés — c’est le PCS qui détermine à quels mécanismes de marché l’actif pourra participer. |
| EMS — Energy Management System | Décide quand charger et décharger, selon la consommation du site, les tarifs et les signaux de marché. | La stratégie et les signaux qu’il sait lire. C’est la pièce qui sépare une batterie qui écrête d’une batterie qui valorise, et celle dont la qualité se lit le plus vite sur la facture. |
| Conditionnement thermique | Maintient les cellules dans leur plage de température. Refroidissement par air ou par liquide. | Le refroidissement liquide autorise des densités et des puissances plus élevées ; il ajoute un circuit à entretenir. |
| Sécurité incendie et détection | Détection de gaz, d’élévation thermique et d’emballement, extinction, évacuation des fumées. | Le niveau d’intégration et les certifications visées. C’est aussi le poste qui conditionne l’instruction administrative du projet. |
Ce que le règlement européen impose à la batterie
Données du BMS
Depuis le 18 août 2024, le BMS d’un stockage stationnaire doit contenir les données qui déterminent l’état de santé et la durée de vie prévue de la batterie. Son acheteur, ou un tiers qui agit pour lui, y a accès à tout moment en lecture seule, notamment pour mettre la batterie à disposition d’agrégateurs indépendants.
Règlement (UE) 2023/1542 relatif aux batteries et aux déchets de batteries, article 14, 12 juillet 2023 Passeport de batterie
À partir du 18 février 2027, toute batterie industrielle de plus de 2 kWh, catégorie dont relèvent les stockages stationnaires, est associée à un passeport numérique dès sa mise sur le marché ou sa mise en service. Ce passeport réunit les informations sur le modèle et sur la batterie elle-même, y compris celles qui résultent de son utilisation.
Règlement (UE) 2023/1542 relatif aux batteries et aux déchets de batteries, article 77, 12 juillet 2023
BESS, onduleur, batterie de secours, groupe électrogène : quelles différences ?
Quatre équipements sont régulièrement confondus parce qu’ils touchent tous à l’électricité d’un site. Un seul stocke de l’énergie pour des raisons économiques, et c’est ce qui sépare un investissement d’une assurance.
Ne répondent pas à la question
- Onduleur photovoltaïqueNe stocke pas
- Batterie de secours, onduleur ASIPour la disponibilité
- Groupe électrogèneNe réduit aucune facture
La réponse
BESS
Stocke pour l’économie
La confusion à lever en premier oppose le BESS à la batterie de secours, parce que les deux contiennent des cellules et se ressemblent sur un plan. Une batterie de secours est dimensionnée sur une durée d’autonomie et ne sert que les jours où le réseau tombe ; un BESS est dimensionné sur une courbe de charge et travaille tous les jours. Un site qui achète l’un en croyant acheter l’autre découvre l’écart à la première facture.
Écrêter une pointe : sur quelle ligne de la facture ?
L’écrêtage de pointe agit sur le tarif d’acheminement, le TURPE, et non sur le prix de l’électricité consommée. Un site paie une puissance souscrite par plage temporelle, et paie un supplément dès qu’il la dépasse. Réduire la pointe, c’est réduire la puissance à souscrire — l’économie est structurelle, elle ne dépend d’aucun prix de marché.
Ce que le TURPE fixe
Entrée en vigueur
Le TURPE 7 HTA-BT est entré en vigueur le 1ᵉʳ août 2025, pour environ quatre ans. Sa grille est mise à jour chaque 1ᵉʳ août.
CRE, délibération n°2025-78, 13 mars 2025 Heures de pointe
En HTA, les heures de pointe couvrent, de décembre à février inclus, deux heures le matin dans la plage 8h-12h et deux heures le soir dans la plage 17h-21h.
CRE, délibération n°2025-78, § 5.2.1.5 — domaine de tension HTA, 13 mars 2025 Puissance souscrite
En HTA, la puissance souscrite se choisit par multiples de 1 kW pour chacune des cinq plages temporelles, chaque plage devant être supérieure ou égale à la précédente.
CRE, délibération n°2025-78, § 5.2.1.5 — domaine de tension HTA, 13 mars 2025 Dépassement
En HTA, le dépassement de puissance souscrite est mesuré par pas de dix minutes. Son coefficient est calibré de telle sorte qu’au-delà de cent heures de dépassement en ruban, il devient plus intéressant de souscrire de la puissance supplémentaire.
CRE, délibération n°2025-78, § 4.3.3.3, 13 mars 2025
Au-delà de cent heures de dépassement en ruban, souscrire davantage coûte moins cher que dépasser. Un site qui dépasse rarement mais fortement, et un site qui dépasse souvent mais peu, n’ont donc pas le même problème — ni le même dimensionnement de batterie.
Pourquoi revendre au réseau ne suffit plus ?
La revente du surplus photovoltaïque a longtemps suffi à équilibrer un projet. Deux mouvements réglementaires l’ont restreinte pour les calibres industriels et tertiaires, et un troisième, en juin 2026, a ramené le tarif du surplus à 1,1 c€/kWh.
Ce qui a changé pour la revente au réseau
Demandes contre objectif
Entre fin 2021 et fin 2024, le guichet ouvert a reçu 16 GWc de demandes de contrat pour un objectif de 4,8 GWc, soit plus de trois fois la cible. La tranche 100-500 kWc en concentre 12,6 GWc à elle seule, contre 3,4 GWc visés.
CRE, délibération n°2025-69, p. 2, 6 mars 2025 Sortie du guichet
Depuis le 22 septembre 2025, les installations photovoltaïques de 100 à 500 kWc sont sorties du guichet ouvert : leur soutien passe désormais par un appel d’offres dédié, dit « Petit PV ».
CRE, délibération n°2026-106, 21 mai 2026 Tranche 36-100 kWc
Le tarif de rachat en totalité de la tranche 36-100 kWc est passé de 112,6 €/MWh au premier trimestre 2025 à 70,0 €/MWh au deuxième trimestre 2026, soit une baisse de 38 %.
CRE, délibération n°2026-92, § 1.2, 29 avril 2026 Tranche 9-100 kWc
Les demandes complètes de raccordement de la tranche 9-100 kWc sont passées de 116 MWc au deuxième trimestre 2025 à 291 MWc au troisième, pour un objectif trimestriel de 92,25 MWc. La CRE y voit un effet de report anticipant la fermeture du guichet aux plus de 100 kWc — le deuxième trimestre ne couvrant toutefois que deux mois.
CRE, délibération n°2026-92, § 1.2, 29 avril 2026 Tarif d’achat
Jusqu’à 100 kWc, l’électricité photovoltaïque injectée, en surplus comme en vente en totalité, est achetée au tarif de 1,1 c€/kWh, indexé de 2 % par an, dans la limite de 1 600 heures à pleine puissance par an ; la prime à l’autoconsommation a disparu. Pour ces installations, revendre au réseau ne pèse plus dans l’équation : l’autoconsommation devient l’usage de référence de la production.
Arrêté du 1ᵉʳ juin 2026, articles 8 et 10, JORF n°0129 du 4 juin 2026, 5 juin 2026
- 100 – 500 kWc12,6 GWc demandés · objectif 3,4 · ×3,7
- 0 – 9 kWc2 GWc demandés · objectif 0,6 · ×3,3
- 9 – 100 kWc1,4 GWc demandés · objectif 0,9 · ×1,6
- Toutes tranches16 GWc demandés · objectif 4,8 · ×3,3
« ralentir le développement des installations PV via le guichet ouvert et à le réorienter vers l’autoconsommation »
Cette orientation n’est pas une lecture de marché : le régulateur la décrit lui-même. Pour un site équipé ou équipable en photovoltaïque, la valeur se déplace de la vente vers la consommation propre — et consommer sa production suppose de stocker ce que le site ne consomme pas au moment où elle arrive.
Où en est le parc français ?
Le stockage stationnaire est devenu en France une infrastructure à part entière. Les grandeurs qui suivent viennent de RTE et du registre national, et changent d’une année sur l’autre.
2 159 MW
en service au 31 juillet 2026
Le registre national comptait 2 159 MW de stockage non hydraulique en service au 31 juillet 2026. Les sept premiers mois de 2026 en ont mis en service 555 MW, davantage que toute l’année 2025.
14 GW
de projets en file d’attente fin 2025
Environ 14 GW de projets de batteries de forte puissance étaient en file d’attente de raccordement fin 2025, c’est-à-dire avec un accès au réseau déjà contractualisé, pour l’essentiel sur le réseau de transport.
40 à 50 %
des besoins de réserve primaire
Les batteries couvrent 40 à 50 % des besoins de réserve primaire du système électrique français.
Le parc, en volume et en rythme
Parc fin 2025
Au 31 décembre 2025, 1,6 GW de batteries étaient en service en France, dont un tiers environ raccordé au réseau de transport. Celles du réseau de transport font en moyenne 25 MW, contre près de 75 MW pour les projets qui y attendent leur raccordement.
RTE, Bilan électrique 2025, chapitre « La production », p. 50-51, mars 2026 Moyenne annuelle
Le parc a crû d’environ 300 MW par an en moyenne sur 2023 et 2024.
RTE, Bilan prévisionnel 2025-2035, § 3.5.2, décembre 2025
2 159 MWraccordés au 31 juillet 2026, dont sept mois de 2026 supérieurs à toute l’année 2025
- avant 202016,4 MW
- 202078,7 MW
- 2021218,9 MW
- 2022211,5 MW
- 2023362,3 MW
- 2024231,7 MW
- 2025484,1 MW
- 2026 — sept mois, au 31 juillet555,4 MW
Où le réseau accepte une batterie
Densité photovoltaïque
En février 2025, RTE constatait que les batteries se raccordaient peu dans les régions à forte densité photovoltaïque, faute d’incitation à se placer là où elles soulageraient les congestions.
RTE, SDDR 2025, fiche 8, p. 91, 27 février 2025 Raccordement à gabarit
Approuvé par la CRE le 4 février 2026, le raccordement « à gabarit » permet à RTE de raccorder une batterie sur les postes qu’il désigne sans renforcer le réseau, donc plus vite. En échange, la batterie renonce chaque jour à injecter de 10 h à 18 h de mars à octobre, ou à soutirer de 7 h à 13 h et de 17 h à 21 h de novembre à mars, selon le poste.
CRE, délibération n°2026-32 du 4 février 2026, § 3.2.2, 4 février 2026 Raccordement en basse tension
Aucune installation de production ne peut être raccordée en basse tension au-delà de 250 kVA. Le plafond du raccordement en HTA est de 17 MW en métropole continentale, et de 12 MW dans les zones non interconnectées.
Arrêté du 9 juin 2020, article 24, 9 juin 2020
Un BESS relève-t-il de l’ICPE ?
Oui, sous la rubrique 2925-2, avec trois particularités : le seuil s’exprime en puissance de charge et non en capacité, il se calcule en cumulant tout ce que le site recharge, et il n’existe aucun régime au-dessus de la déclaration.
Les trois points contre-intuitifs
Seuil en kilowatts
Le seuil s’exprime en kilowatts de puissance de charge, et non en capacité : la rubrique ne comporte aucun seuil en MWh ni en tonnes.
Annexe à l’article R511-9 du code de l’environnement, note (1), 28 octobre 2019 Seuil cumulé
Un système de stockage par batterie relève de la rubrique ICPE 2925-2, au régime de la déclaration, dès que la puissance de charge cumulée du site dépasse 600 kW : le stockage et les bornes de recharge non ouvertes au public d’un même exploitant s’additionnent.
Direction générale de la prévention des risques (DGPR), fiche question-réponse sur la rubrique 2925, révisée le 14 avril 2025, 14 avril 2025 Rubrique 2925
La rubrique 2925 ne connaît que le régime de la déclaration : il n’existe ni enregistrement ni autorisation, quelle que soit la puissance. Un site de 35 MW y reste soumis au même régime qu’un atelier de charge de chariots élévateurs.
DREAL Nouvelle-Aquitaine, rapport de l’Inspection des installations classées, p. 1-2, 14 janvier 2025
Ce qui encadre le reste
Absence de texte national
Aucun texte national ne fixe à ce jour de règles d’implantation propres au stockage stationnaire au lithium. Les distances d’implantation et les moyens de lutte contre l’incendie sont posés par arrêté préfectoral, département par département.
DREAL Nouvelle-Aquitaine, rapport précité, p. 3, 14 janvier 2025 Postes de transformation
Depuis le 4 mars 2026, les postes de transformation d’au moins 63 kV ne sont plus soumis à examen environnemental au cas par cas. Le poste était jusque-là l’élément susceptible d’y soumettre un projet de stockage raccordé en HTB.
Décret n°2026-146 du 2 mars 2026, articles 2 et 9, 2 mars 2026
Pourquoi les règles d’implantation varient d’un département à l’autre ?
L’arrêté de prescriptions de la rubrique 2925, du 29 mai 2000, visait le dégagement d’hydrogène des batteries au plomb, pas l’emballement thermique du lithium, que la rubrique ne distingue que depuis 2019.
Faute de texte national propre au lithium, les distances d’implantation, la conception des installations et les moyens de lutte contre l’incendie sont fixés par arrêté préfectoral. Un projet identique n’obéit donc pas aux mêmes contraintes dans deux départements voisins, et les valeurs publiées ici ou là n’ont pas de portée générale.
Comment dimensionner un BESS ?
Le dimensionnement part de la courbe de charge du site ; le catalogue vient ensuite, pour choisir l’équipement qui y répond. Quatre questions le déterminent, et chacune se répond site par site.