Le consensus du marché interprète souvent à tort l’essor apparent d’un secteur comme le point de départ d’une tendance. Or, on considère que le développement du stockage d’énergie de longue durée (LDES, généralement défini comme une décharge continue de 4 heures ou plus) en Chine n’est pas apparu soudainement en 2026. Il a plutôt atteint en 2026 un point d’inflexion absolu, après une phase d’incubation politique en 2023-2024 et un démarrage à grande échelle en 2025, marqué par un modèle économique en boucle fermée et une explosion des capacités raccordées au réseau. Selon les dernières données de référence publiées en janvier 2026 par l’Administration nationale de l’énergie (NEA) et la China Energy Storage Alliance (CNESA), la capacité installée cumulée du nouveau stockage d’énergie en Chine a atteint 144,7 GW à fin décembre 2025, soit une forte hausse annuelle de 85 %.
La donnée la plus critique réside toutefois dans la mutation structurelle : parmi les projets mis en service en 2025, le nombre de projets LDES (4 heures et plus) a bondi de 44 % sur un an. En 2026, l’augmentation de la durée moyenne de stockage s’est nettement accélérée. Cela montre que la tendance du LDES était déjà établie bien en amont, et que 2026 ne représente qu’un saut qualitatif déclenché par l’accumulation quantitative antérieure (mise en service de projets de plusieurs centaines de MW et de stations de stockage indépendantes à l’échelle du GW). Par le passé, le LDES n’a pas pu se déployer à grande échelle en raison d’un modèle économique déformé ; aujourd’hui, la réécriture des règles du marché a levé cette contrainte.
Avant la disparition effective en 2025 de la politique de « stockage obligatoire couplé », la logique commerciale du LDES était fondamentalement brisée :
Premièrement, les contraintes de coûts irrécupérables à l’ère du « stockage obligatoire couplé » : à l’ère 1.0, le stockage d’énergie n’était qu’un « accessoire de conformité » pour le raccordement au réseau des énergies renouvelables (avec en général une exigence de 10 % à 20 % de capacité et une durée de 2 heures). Faute de revenus issus d’une répartition orientée marché, les développeurs adoptaient un CAPEX extrêmement bas comme seul critère d’achat. En conséquence, le LDES a été évincé par des solutions de moindre qualité en raison de ses coûts initiaux prohibitifs.
Deuxièmement, l’incapacité du seul « arbitrage pointe-creux » à couvrir des coûts élevés : en l’absence de mécanisme de rémunération de capacité, le stockage d’énergie ne survivait que grâce à l’arbitrage énergétique sur le marché spot. Les coûts exorbitants des batteries lithium-ion de grande capacité ou des batteries à flux tout vanadium ne permettaient tout simplement pas d’obtenir un taux de rentabilité interne (TRI) viable sur un marché spot très volatil, ce qui a provoqué une fuite collective des capitaux.
Ainsi, la croissance explosive du LDES en 2026 résulte d’une résonance entre mécanismes politiques, coûts sous-jacents et nouvelles exigences de la demande, qui convergent précisément à ce moment.
1. Le volet revenus
L’année 2026 marque le tournant où les actifs de stockage d’énergie passent complètement du statut de « poste de coût » à celui d’« outil générateur de profits ». À mesure que plusieurs provinces intègrent explicitement le stockage indépendant côté réseau dans le mécanisme de tarification de capacité, le modèle de revenus évolue d’un simple arbitrage sur le marché spot vers une structure de « tarification de capacité garantie + arbitrage spot / services auxiliaires ». Comme les niveaux de rémunération sont strictement indexés sur la durée de décharge en pointe, seuls les systèmes capables de décharger plus de 4 heures peuvent obtenir l’intégralité de la rémunération de capacité et couvrir les intervalles d’arbitrage spot de type « longue vallée, pointe courte ». Leur bancabilité est donc fondamentalement rétablie en 2026.
2. Le volet coûts
L’avantage physique fondamental du LDES réside dans le découplage entre énergie et puissance : prolonger la durée de décharge ne nécessite que l’augmentation du milieu de stockage (par exemple l’électrolyte ou le volume d’air comprimé), sans ajout d’équipements coûteux de conversion de puissance, ce qui produit un fort effet de baisse du coût marginal d’expansion. En 2026, la livraison à grande échelle de cellules de batterie de grande capacité (500 Ah+), la baisse continue du coût actualisé de l’énergie (LCOE) des batteries à flux tout vanadium, ainsi que les avantages de cycle de vie (30 à 50 ans pour le stockage mécanique, plus de 20 000 cycles pour les batteries à flux) ont été validés par les modèles financiers. Le LCOE sur cycle de vie du LDES a franchi le seuil de parité réseau.
3. Le volet demande
La variable incrémentale de 2026 réside dans le développement de l’intelligence artificielle et des centres de données. En 2026, la demande rigoureuse des centres de données d’intelligence artificielle (AIDC) pour une électricité verte ininterrompue 24 h/24 et 7 j/7 explose. Les sources intermittentes comme l’éolien et le solaire doivent être associées au LDES pour se transformer en « puissance de base » stable requise par les centres de calcul. Les scénarios de calcul intelligent à forte consommation énergétique sont directement devenus en 2026 le principal champ de bataille des entreprises du LDES.
En outre, le stockage d’énergie de courte durée et celui de longue durée n’entretiennent pas une relation de substitution à somme nulle ; ils correspondent plutôt à des configurations de demande rigides fondées sur différentes dimensions du réseau électrique.
- Stockage d’énergie de courte durée (< 2 heures, par ex. lithium-ion à haut débit, volants d’inertie) : l’essentiel réside dans le soutien en puissance. Agissant comme les « amortisseurs » du réseau, ils traitent principalement les fluctuations de fréquence de l’ordre de la milliseconde à la seconde et interviennent sur les marchés de services auxiliaires tels que la régulation primaire/secondaire de fréquence (AGC) et la compensation instantanée de puissance réactive.
- Stockage d’énergie de longue durée (≥ 4 heures, par ex. batteries à flux, air comprimé) : l’essentiel réside dans le déplacement d’énergie. Agissant comme les « réservoirs auxiliaires » du réseau, ils traitent principalement les fluctuations extrêmes de charge nette (« courbes en canard ») causées par la forte pénétration des énergies renouvelables raccordées au réseau, sur des cycles pointe-creux, interjournaliers, voire intersaisonniers. Ils fournissent un soutien de capacité au niveau du système dans des scénarios extrêmes, comme le lissage de la production des méga-bases dans les régions désertiques et de Gobi, ou lors de longues périodes sans vent ni soleil.
De même, pourquoi ne peut-on pas repousser l’échéance ? La raison est que si la montée en puissance du LDES était reportée au-delà de 2026, la pression exercée sur les limites physiques du réseau deviendrait massive. À mesure que la pénétration des énergies renouvelables approche le seuil critique d’« instabilité du système », la régulation fréquentielle de court terme devient totalement insuffisante pour résoudre les énormes déséquilibres énergétiques dans le domaine temporel. L’essor du LDES en 2026 est à la fois le choix inévitable du capital après validation des règles commerciales, et la dernière fenêtre d’infrastructure pour prévenir les risques systémiques du réseau et éviter une limitation à grande échelle des énergies renouvelables.
