Le grand cycle mondial de stockage domestique arrive ! La flambée des prix de l'électricité + la catalyse par les conflits géopolitiques, l'Europe, les États-Unis et les marchés émergents prennent leur envol.

Les prix de l’électricité explosent, les subventions se déploient en masse, et le marché de la demande structurelle liée aux besoins incompressibles s’étend. L’industrie mondiale du stockage résidentiel d’énergie entre de plain-pied dans un nouveau grand cycle haussier de conjoncture favorable.

Dans un rapport approfondi sur le secteur du stockage publié le 31, Guolian Minsheng Securities indique que le volume d’expédition mondial de systèmes de stockage résidentiels en 2025 s’élève à environ 35 GWh, soit une hausse de près de 50 % en glissement annuel, ce qui marque l’entrée de l’industrie, après l’ajustement des stocks, dans une nouvelle phase de relâchement de la demande.

En 2026, les conflits géopolitiques en Europe font grimper les prix du gaz naturel et de l’électricité, le budget de subvention de l’Australie passe à 7,2 milliards de dollars australiens, les pénuries d’électricité aux États-Unis s’aggravent durablement, et dans les marchés émergents la demande “manque d’électricité” s’ajoute à la baisse des coûts des solutions PV + stockage. Les quatre zones centrales clés devraient ainsi entrer de concert dans un cycle de hausse favorable des installations.

Le marché européen offre le catalyseur le plus direct. Le conflit Iran–Israël entraîne le verrouillage du détroit d’Ormuz, et le prix de référence du gaz naturel TTF aux Pays-Bas double dans les semaines qui suivent l’éclatement des hostilités, franchissant brièvement 60 EUR/MWh. Au 23 mars 2026, dans des pays tels que l’Italie, l’Autriche, la Hongrie et la Roumanie, le prix moyen spot de l’électricité “day-ahead” dépasse déjà 150 EUR/MWh, tandis que l’Allemagne et le Royaume-Uni dépassent également 140 EUR/MWh. Parallèlement, au Royaume-Uni, en Pologne, en Hongrie et dans d’autres pays, les subventions au stockage résidentiel sont mises en place progressivement, et le recul des politiques de net metering ainsi que la généralisation des tarifs dynamiques renforcent encore l’attractivité économique du stockage résidentiel.

Europe : prix de l’électricité qui bondissent + subventions intensives, catalyseur complet pour les marchés à faible pénétration

Le marché européen du stockage résidentiel repose sur une logique double, à la fois structurelle et soutenue par des catalyseurs réglementaires. Or, la flambée actuelle des prix de l’énergie accélère la libération de la demande.

Côté équilibre offre-demande, en 2025 la part de l’électricité produite à partir du vent et du solaire au sein de l’UE atteint 30 %, pour la première fois plus que les combustibles fossiles, mais le décalage temporel entre la production éolienne/solaire et la charge de consommation accroît la pression sur l’absorption du réseau. En 2025, dans des pays comme l’Espagne, l’Allemagne et les Pays-Bas, la durée de prix négatifs dépasse 500 heures ; en Belgique, en France, en Pologne, elle dépasse 450 heures. Le rôle de l’énergie de stockage pour lisser la situation devient de plus en plus évident.

La pénétration reste encore à un niveau bas, et le potentiel d’amélioration est considérable. À la fin 2024, la capacité installée de panneaux solaires photovoltaïques sur les toits en Europe est d’environ 215 GW. Par rapport aux 2340 GW de capacité potentielle installable, le taux de pénétration n’est qu’environ 10 % ; entre 2022 et 2024, la pénétration moyenne du stockage résidentiel dans le photovoltaïque à usage domestique en Europe est de 20 %. Par pays, en 2024, l’Allemagne et l’Italie enregistrent une pénétration des ajouts de stockage résidentiel dans les PV domestiques respectivement de 79 % et 76 % pour la nouvelle capacité ajoutée ; le Royaume-Uni, l’Autriche et la Suède se situent aussi entre 29 % et 54 %, ce qui indique que l’activité d’installation de nouvelle capacité est nettement plus élevée que la pénétration du parc existant.

Côté rentabilité, trois facteurs conjugués renforcent systématiquement le retour sur investissement du stockage résidentiel. D’abord, le recul du net metering pousse à la demande d’autoconsommation. Les Pays-Bas prévoient de supprimer intégralement le régime de net metering en 2027 ; l’Allemagne supprimera, à partir de 2027, les subventions fixes de rachat pour le photovoltaïque décentralisé de moins de 25 kW, ce qui devrait créer un effet de “rush” d’installation. La Pologne, la France, la Roumanie, la Croatie et d’autres pays ont également resserré successivement leurs politiques de net metering. Ensuite, la diffusion des tarifs dynamiques ouvre des espaces d’arbitrage entre pics et creux. Depuis janvier 2025, l’Allemagne promeut de manière obligatoire les compteurs intelligents et les tarifs dynamiques : d’après les données de l’entreprise allemande de maison connectée Tado°, au premier semestre 2024, les utilisateurs résidentiels utilisant des tarifs dynamiques économisaient jusqu’à 34 % de leurs factures par rapport au prix moyen de gros. Enfin, le mécanisme de “virtual power plant” (VPP) perfectionné fournit une voie de revenus supplémentaire : l’UE a clairement autorisé les agrégateurs à représenter les petits acteurs des énergies distribuées pour participer à tous les marchés de l’électricité, tels que les marchés de gros, d’équilibrage et de services auxiliaires. L’Allemagne, le Royaume-Uni, la France, l’Italie et d’autres pays ont également emboîté le pas avec des politiques d’accompagnement.

Les subventions accélèrent fortement. À la fin janvier 2026, le Royaume-Uni lancera le programme “Warm Home Plan” (Warm Home Plan), prévoyant jusqu’en 2030 d’investir 15 milliards de livres sterling pour favoriser la généralisation du PV + stockage, avec pour objectif 3 millions de foyers équipés de PV sur toiture. La Pologne prévoit de mettre en œuvre, de 2026 à 2030, un plan de “subventions au stockage résidentiel” doté d’un budget total allant jusqu’à 1 milliard de zlotys polonais, couvrant 30 % des coûts éligibles. La Hongrie a lancé des subventions au stockage résidentiel avec un budget total de 100 milliards de forints, pouvant couvrir jusqu’à 80 % du coût d’investissement par foyer ; les demandes ouvriront en février 2026. L’Allemagne a mis en place un fonds de transition climatique de 100 milliards d’euros (KTF). Parmi les plans d’aide de 700 millions d’euros approuvés par l’UE en Espagne, la part de subvention côté utilisateurs pour les projets de stockage peut atteindre 65 %.

En synthèse, en 2025, les ajouts de capacité de stockage résidentiel dans l’UE atteignent 9,8 GWh, avec une baisse continue sur deux ans. En 2026, sous l’effet conjoint d’un déploiement intensif des subventions, de l’amélioration des modèles de revenus et de la hausse des prix de l’électricité due aux conflits géopolitiques, la capacité de stockage résidentiel en Europe devrait renouer avec une trajectoire de forte croissance. Si la durée du conflit Iran–Israël se prolonge, avec de nouveaux niveaux de hausse possibles des prix du gaz naturel et de l’électricité en Europe, cela apporterait une élasticité supplémentaire à la hausse.

Australie : forte pénétration du solaire, stockage gravement sous-doté, et effet des subventions nettement supérieur aux attentes

En Australie, il existe une contradiction structurelle entre une pénétration élevée du photovoltaïque et un manque sévère d’adéquation du stockage : après l’intervention des subventions gouvernementales, la réaction du marché a dépassé de manière significative les attentes.

D’ici fin 2025, la capacité installée de PV sur toiture en Australie atteint 28,3 GW. Elle dépasse la capacité totale de l’ensemble des centrales au charbon du pays (22,5 GW), et plus de 4,3 millions de foyers ont terminé l’installation. Le taux de pénétration est de 39 %, et la part de l’électricité produite par PV sur toiture passe aussi de 7,2 % en 2020 à 14,2 %. En revanche, fin 2025, seulement 454 000 foyers ont installé des batteries de stockage, et le taux de pénétration du stockage résidentiel n’est que de 10,6 %, ce qui met en évidence un fort déficit de déploiement.

L’expansion rapide des énergies renouvelables entraîne une hausse de la volatilité des prix de l’électricité au cours de la journée et une fréquence élevée des prix négatifs. Au quatrième trimestre 2025, la part des renouvelables dans la structure énergétique australienne dépasse pour la première fois la barre des 50 % ; dans tous les créneaux de négociation de l’Australie-Méridionale, 48,4 % des transactions présentent des prix négatifs. L’écart entre les prix de pointe et les prix creux s’élargit et les prix négatifs se multiplient, créant un espace objectif d’arbitrage pour le stockage résidentiel et renforçant les motivations économiques des ménages à installer des systèmes de stockage.

Les politiques de subvention activent la demande potentielle. En juillet 2025, le gouvernement fédéral australien lance le “Household Battery Subsidy Program” doté de 2,3 milliards de dollars australiens : il fournit une subvention pouvant aller jusqu’à 372 AUD/kWh pour des batteries de stockage d’une capacité de 5 à 50 kWh, couvrant environ 30 % du coût d’installation. D’après les données du Clean Energy Council of Australia, au second semestre 2025, les ajouts de stockage résidentiel atteignent 183 000 ensembles, soit +305 % en glissement annuel ; sur l’ensemble de l’année, les ajouts sont de 269 000 ensembles. En décembre 2025, le gouvernement australien augmente le budget de subventions à 7,2 milliards de dollars australiens, et introduit un mécanisme de subvention par paliers de capacité, avec pour objectif d’atteindre 40 GWh de capacité de stockage supplémentaire d’ici 2030. Guolian Minsheng Securities estime que la demande en stockage résidentiel en Australie devrait continuer à afficher une forte croissance en 2026.

États-Unis : la pénurie d’électricité s’aggrave durablement, le modèle TPO et le VPP soutiennent l’installation à moyen/long terme

Le marché du stockage résidentiel aux États-Unis, après les chocs réglementaires de 2025, devrait maintenir un niveau élevé de demande à moyen et long terme grâce au soutien conjoint de la pénurie d’électricité et de l’émergence de nouveaux modèles commerciaux.

En 2025, la loi “Big Beautiful” abolit 30 % des crédits d’impôt pour les projets de photovoltaïque résidentiel et de stockage, ce qui a suscité une vague massive d’installations en urgence. Selon les données de Wood Mackenzie, les ajouts de capacité de stockage résidentiel aux États-Unis en 2025 s’élèvent à 2,685 GW/3,318 GWh, avec une croissance de 92 % pour la puissance et de 39 % pour la capacité en glissement annuel. Pour 2026, dans le cadre du modèle de propriété par un tiers (TPO), les systèmes résidentiels sont considérés comme des projets commerciaux et peuvent continuer à bénéficier des crédits d’impôt. Les utilisateurs utilisent les systèmes via des contrats de location ou des accords d’achat d’électricité, ou les systèmes pourraient devenir une alternative aux systèmes PV + stockage détenus en propre, offrant un soutien à la continuité du marché après le retrait de la politique.

La pénurie d’électricité est un moteur structurel encore plus profond. L’explosion des centres de données IA, combinée à la vague de mise hors service des sources d’énergie traditionnelles, fait que l’écart offre-demande de l’électricité continue de s’élargir. Selon des estimations de RAND, d’ici 2030, la demande en électricité induite par les centres de données IA devrait atteindre 158 à 253 GW, alors que l’augmentation nette de capacité disponible du réseau frontal aux États-Unis ne sera que d’environ 33 GW. Le déséquilibre offre-demande se manifeste également au niveau des prix : en 2025, le prix moyen annuel pour les résidents aux États-Unis augmente de 5 % pour atteindre 17,30 cents USD/kWh ; en janvier 2026, il augmente encore de 9,5 % en glissement annuel, avec des hausses respectives de 13,8 % et 10,4 % pour la Virginie et la Floride. En février 2026, une forte tempête hivernale a plongé plus de 500 000 utilisateurs dans des pannes de courant, révélant à nouveau la fragilité du réseau.

Le mécanisme de VPP devient de plus en plus complet et élargit davantage les sources de revenus du stockage résidentiel. À l’heure actuelle, environ la moitié des États américains offrent aux propriétaires de batteries de stockage résidentiel la possibilité de rejoindre des “virtual power plants”, de fournir des services au réseau et d’être rémunérés. Le Department of Energy des États-Unis prévoit d’augmenter la capacité installée de VPP à 80 à 160 GW d’ici 2030 afin de répondre à une demande de pointe représentant 10 % à 20 % au niveau national. Wood Mackenzie prévoit que de 2026 à 2031, les installations de stockage résidentiel aux États-Unis pourraient rester à un niveau élevé.

Marchés émergents : la demande “manque d’électricité” est une demande incompressible, et la baisse des coûts n’a pas encore libéré pleinement le potentiel en hors-réseau

Les besoins en stockage résidentiel des marchés émergents présentent une forte nature de demande incompressible, tandis que la baisse continue des coûts des systèmes PV + stockage libère le pouvoir d’achat latent.

Dans des régions comme l’Inde, le Pakistan, l’Asie du Sud-Est et l’Afrique, en raison de pénuries de carburant, d’une capacité de production faible et de la vétusté des réseaux, l’approvisionnement en électricité reste instable sur le long terme, avec des coupures et des hausses de prix de l’électricité fréquentes. La baisse des coûts des systèmes PV + stockage permet à davantage de foyers de disposer de la capacité d’installation. Le stockage résidentiel ne sert pas seulement à garantir l’approvisionnement en électricité en cas de coupure ; il peut aussi réduire le coût global de consommation électrique via l’autoconsommation, apportant un soutien durable à une demande en haut niveau de dynamisme.

Les conflits géopolitiques au Moyen-Orient constituent également un facteur catalyseur. Dans des régions comme l’Irak, Israël et le Liban, la situation est instable et les coupures de courant sont fréquentes, ce qui met en évidence une demande incompressible de stockage résidentiel. Le conflit Iran–Israël pourrait encore aggraver la tension sur l’approvisionnement en électricité au Moyen-Orient, et, combiné à des besoins de reconstruction post-catastrophe, pourrait stimuler une accélération du déploiement du stockage résidentiel dans la région.

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