La trajectoire desystème de stockage d'énergie par batterie(BESS) a défié presque toutes les prévisions faites il y a dix ans. Les installations-lithium-ioniques à l'échelle des services publics qui coûtaient autrefois 1 400 $ par kilowattheure-heure en 2010 se négocient désormais en dessous de 125 $/kWh sur la plupart des marchés mondiaux-un effondrement d'environ 91 % qui continue de s'accélérer. Le coût actualisé du stockage (LCOS), la mesure qui compte réellement pour l’économie du réseau, a chuté à environ 65 $/MWh fin 2025 sur les marchés en dehors de la Chine et des États-Unis. Ce n'est plus une projection théorique. Cela se produit en Arabie Saoudite, en Italie, en Inde-dans des pays où les enchères ont récemment été clôturées et où les numéros de contrats sont fermes.
Alors, les coûts peuvent-ils encore baisser ? Presque certainement. La vraie question est de savoir à quelle vitesse et ce qui reste à presser.
L'année 40%
2024 a été brutale pour les fabricants de batteries-et fantastique pour les acheteurs.
L'enquête annuelle sur les coûts de BloombergNEF a documenté un phénomène sans précédent : un krach de 40 %-année sur-année des prix des systèmes de stockage d'énergie clé en main. Il s'agit de la baisse-annuelle la plus forte depuis que BNEF a commencé à suivre le phénomène en 2017. La référence mondiale a atteint 165 $/kWh pour un système complet clé en main, et certains résultats d'enchères suggèrent que les développeurs misent désormais sur des coûts d'équipement inférieurs à -$100/kWh au cours des deux prochaines années.
Qu’est-ce qui l’a motivé ? Plusieurs forces ont convergé à la fois. Les prix du carbonate de lithium se sont effondrés-en baisse de 83 % par rapport à leur sommet de 2022 en Chine. La surcapacité manufacturière a atteint des niveaux absurdes, la capacité de production chinoise atteignant 2 TWh contre 1,2 TWh de demande réelle. Les fabricants de cellules se sont engagés dans ce que les initiés de l'industrie appellent délicatement « l'involution » -un euphémisme pour désigner des guerres de prix mutuellement destructrices. Le passage à des cellules de plus grand format (300 Ah et plus) a apporté des gains d’efficacité qui ont aggravé tout le reste.
L’histoire du prix des packs est tout aussi dramatique. L'enquête de BNEF de 2025 a révélé que les packs lithium-ion s'échangeaient en moyenne à 108 $/kWh dans le monde, avec un stockage stationnaire atteignant 70 $/kWh, soit 45 % de moins qu'en 2024. La catégorie stationnaire pour la première fois est devenue la catégorie la moins chère.
La chimie compte plus que vous ne le pensez
La LFP a gagné.
Les batteries au lithium fer phosphate dominent désormais le stockage stationnaire, et leur ascension explique en grande partie la baisse des coûts. Ils sont moins chers à produire, plus sûrs à utiliser et ne nécessitent ni cobalt ni nickel-, deux métaux aux prix volatils et aux chaînes d'approvisionnement concentrées. La Chine contrôle plus de 98 % de la capacité mondiale de production de LFP. Ce n'est pas une faute de frappe.
Les batteries NMC (nickel-manganèse-cobalt) trouvent encore des applications où la densité énergétique compte plus que le coût initial, mais les calculs favorisent de plus en plus le LFP pour les projets à l'échelle du réseau. Les prix moyens des packs LFP se sont élevés à 81 $/kWh en 2025 contre 128 $/kWh pour NMC. Une prime de 58 % est difficile à justifier lorsqu'on remplit un champ de conteneurs.
Le marché des matériaux cathodiques en Chine raconte cependant une histoire plus sombre. Une grave surcapacité-4,7 millions de tonnes de capacité annuelle contre 2,3 millions de tonnes de production réelle-a poussé les fabricants dans des positions déficitaires-pendant trois années consécutives. Une industrie qui ne génère pas de profits ne peut pas investir dans la technologie de nouvelle génération. Pékin l’a remarqué. Les restrictions à l'exportation sur la technologie avancée LFP sont entrées en vigueur cette année et le gouvernement a convoqué des réunions d'urgence avec les principaux producteurs pour tenter de mettre fin au nivellement par le bas.
Des écarts régionaux qui ne se combleront pas de sitôt
La disparité des coûts entre la Chine et le reste du monde reste stupéfiante.
Les systèmes clé en main chinois coûtaient en moyenne 101 $/kWh dans l'enquête 2024 de la BNEF. Les États-Unis ont atteint 236 $/kWh. Europe? 275 $/kWh. Ce ne sont pas de petites différences. Ils représentent des réalités économiques fondamentalement différentes pour les développeurs de projets.
Pourquoi cet écart ?
La Chine bénéficie de chaînes d’approvisionnement verticalement intégrées, de coûts de main-d’œuvre réduits, d’une électricité moins chère, de décennies d’optimisation de la fabrication et d’une échelle de production que personne d’autre ne peut égaler. Les fabricants chinois de niveau 1 ont des pertes de rendement plus faibles et une meilleure efficacité de leurs usines que leurs concurrents. Ajoutez à cela les subventions gouvernementales qui ont soutenu le développement de l’industrie pendant des années, et vous obtenez des coûts que les producteurs occidentaux ont du mal à couvrir.
La loi sur la réduction de l’inflation n’a pas comblé l’écart. Les projets de batteries américains dépendent encore presque entièrement des importations de cellules chinoises.-L'enquête du BNEF n'a révélé pratiquement aucune cellule d'origine nationale dans son ensemble de données américaines. Même en excluant les crédits d'impôt du calcul des coûts, les batteries fabriquées aux États-Unis restent "dans une fourchette de prix beaucoup plus chère", comme l'a dit diplomatiquement un analyste.
L’Europe est confrontée à des défis similaires. Les entreprises chinoises, pressées chez elles et bloquées sur les marchés américains par les droits de douane, se sont tournées de manière agressive vers les exportations européennes avec des stratégies de prix acharnées pour maintenir les volumes de ventes. La concurrence s'est intensifiée, mais les constructeurs européens ne parviennent toujours pas à égaler les coûts chinois.
Où va réellement l’argent
La décomposition des coûts des systèmes de batteries révèle d’où de nouvelles réductions pourraient provenir.
Un BESS complet-à l'échelle des services publics se divise en gros :
Coûts des packs de cellules (diminution la plus rapide)
Système de conversion de puissance (PCS)
Système de gestion de l'énergie (EMS)
Balance du système (BOS)
Installation et raccordement au réseau
Le pack de cellules lui-même a connu une compression spectaculaire des coûts. Que reste-t-il ? Le BOS, l'installation et les coûts accessoires représentent désormais une part plus importante des dépenses totales du projet. Ces domaines sont confrontés à des dynamiques différentes de celles des économies à l’échelle manufacturière. Coûts de main d'œuvre. Autoriser les délais. Files d'attente d'interconnexion.
L'étude Storage Futures du NREL a souligné il y a des années que les réductions des coûts des packs dépasseraient celles des autres composants. Cette prédiction s’est largement réalisée. De nouvelles baisses globales des coûts nécessiteront de supprimer l'inefficacité des pratiques d'installation, des processus réglementaires et des procédures de connexion au réseau-domaines où les progrès ont tendance à être plus lents et plus progressifs.
La révolution de la taille des cellules
Un facteur de coûts qui ne reçoit pas suffisamment d’attention : les dimensions physiques des cellules.
Les fabricants de batteries s’efforcent de produire des cellules de plus grand format : 314 Ah, 560 Ah, certaines encore plus grandes. La solution Tener de CATL permet de compresser 6,25 MWh dans un conteneur de 20 pieds. Il y a seulement deux ans, 5 MWh était considéré comme agressif.
Pourquoi est-ce important ?
Des cellules plus grandes signifient moins de cellules par système. Moins de cellules signifie moins de connexions, moins de travail d’assemblage, une complexité de gestion thermique réduite et une meilleure efficacité volumétrique. Selon l'analyse de BNEF, les systèmes utilisant des cellules de 300 Ah+ étaient environ 5 % moins chers que ceux dotés de cellules plus petites. À mesure que ces formats passeront de l'annonce à la production de masse, leurs avantages en termes de coûts s'accentueront.
Le conteneur 5 MWh de 20 pieds est essentiellement devenu la configuration standard parmi les intégrateurs sérieux. Des acteurs occidentaux comme Fluence, Powin et Wärtsilä ont tous convergé vers des spécifications similaires après que les fabricants chinois ont prouvé le concept. Les développeurs et les opérateurs d'actifs ont confirmé à ESN Premium que les systèmes à plus haute densité sont désormais le seul produit viable pour des projets compétitifs.
Qu’en est-il des alternatives ?
L'ion sodium-a fait le buzz. Ça en mérite.
L'IRENA prévoit que les cellules de batterie au sodium-ion pourraient éventuellement atteindre un prix attractif de 40 $/kWh-si la fabrication évolue. La capacité de production actuelle se situe autour de 70 GWh (concentrée en Chine, bien entendu), avec des prévisions allant de 50 GWh à 600 GWh de demande annuelle d'ici 2030 selon la personne à qui vous demandez. La large fourchette reflète une véritable incertitude.
La technologie offre des avantages dans les températures extrêmes et évite les vulnérabilités de la chaîne d’approvisionnement du lithium. Mais la LFP continue de progresser. La cible continue de bouger. Les entreprises qui développent des alternatives aux-ions sodium sont confrontées à un concurrent qui ne veut pas rester les bras croisés.
Les batteries à flux, l'énergie hydraulique pompée, l'air comprimé, le stockage thermique-diverses technologies de longue durée- promettent différents profils de coûts pour les applications de 8+ heures. Aucun n'a atteint l'échelle de déploiement du lithium-ion. Les courbes d'apprentissage de la fabrication nécessitent un déploiement. Le déploiement nécessite des coûts compétitifs. Le problème des œufs de poule-est réel.
Regarder vers l'avenir (avec prudence)
Les projections de coûts du NREL pour 2024 suggèrent que les coûts des systèmes lithium-ion de 4-heures pourraient encore diminuer de 22 à 47 % d'ici 2030 dans des hypothèses moyennes. Leur scénario « avancé » prévoit des réductions de 31 %, même après cela, jusqu’en 2050.
Ces projections ont émergé avant le krach de 40 % de 2024. Les prix réels sont déjà tombés en dessous de plusieurs prévisions « optimistes » d’il y a à peine deux ans. La prévision des coûts des batteries a humilié les prévisionnistes à plusieurs reprises.
Toujours. Les facteurs fondamentaux de réduction des coûts -échelle de fabrication, concurrence, améliorations chimiques, optimisation du format cellulaire-restent en place. La surcapacité chinoise ne montre aucun signe de résolution. La pression sur les prix continue.
Qu’est-ce qui pourrait ralentir les choses ? Perturbations de la chaîne d’approvisionnement. Tensions géopolitiques limitant le transfert de technologie. Contraintes d’approvisionnement en minéraux (même si les craintes de pénurie de lithium se sont estompées récemment). Normes environnementales ou de travail augmentant les coûts de production. Consolidation réduisant la pression concurrentielle.
L'AIE prévoit une réduction supplémentaire de 40 % des coûts moyens mondiaux du lithium-ion entre 2023 et 2030. Après avoir vu l'industrie dépasser les attentes pendant quinze années consécutives, parier contre une baisse continue semble imprudent.
Alors oui
La réponse courte à la question de savoir si les coûts des batteries de stockage d’énergie peuvent être réduits est d’une simplicité presque embarrassante : ils sont déjà réduits de manière spectaculaire et continue sur tous les principaux marchés. Les questions intéressantes sont ailleurs.
Dans quelle mesure est-il suffisamment bon marché pour restructurer l’économie du réseau ? Nous sommes probablement proches. À un LCOS de 65 $/MWh, l’association de la production solaire et du stockage sur batterie produit une électricité distribuable compétitive par rapport à de nombreuses alternatives fossiles. L'analyse d'Ember suggère que l'ajout du stockage à l'énergie solaire augmente les coûts totaux-à environ 76 $/MWh-pas bon marché par rapport aux normes historiques, mais transformateur par rapport aux attentes d'il y a dix ans.
Comment les fabricants occidentaux pourront-ils rivaliser avec les avantages chinois en matière de coûts ? Peu clair. Les droits de douane et les exigences en matière de contenu national créent des prix planchers artificiels, mais ils ne créent pas de capacités de fabrication compétitives. Les coentreprises avec des partenaires chinois pourraient constituer une voie pragmatique pour les entreprises peu disposées à accepter des désavantages permanents en matière de coûts.
Combien de temps faudra-t-il avant que quelque chose d'autre ne perturbe la domination du lithium-ion ? Peut-être jamais pour le stockage en grille. Peut-être la prochaine décennie. Les batteries à semi-conducteurs-continuent de promettre des percées qui n'arrivent toujours pas. L'ion sodium- pourrait se tailler une niche. Mais le lithium-ion LFP a une dynamique, une infrastructure de fabrication et une courbe d'amélioration incessante des coûts que les alternatives doivent d'une manière ou d'une autre battre tandis qu'elle continue de baisser.
L’histoire de la réduction du coût des batteries ne consiste pas à savoir si les coûts peuvent baisser. C'est réglé. Il s'agit de savoir comment les conséquences se répercutent sur les marchés de l'énergie, les chaînes d'approvisionnement manufacturières, les relations géopolitiques et les aspects économiques fondamentaux de la production d'électricité à l'échelle mondiale.
Ces répercussions ne font que commencer.