Enjeux du raccordement et des tarifs d’utilisation des réseaux pour les installations de stockage

Le nombre d’installations de stockage raccordées aux réseaux publics d’électricité ne cesse de croître : au 31 décembre 2025, le parc total de batteries en service en France s’élevait à 1,6 GW¹.

Environ un tiers des installations est raccordé au réseau public de transport d’électricité (« RPT ») exploité par RTE. Si, numériquement, ce volume représente un petit nombre d’installations (environ une vingtaine à la fin 2025), il concerne les installations les plus puissantes. Ce nombre devrait augmenter encore, compte tenu du fait que la file d’attente pour les installations de stockage par batteries de puissance plus importante atteignait environ 14 GW à la fin de l’année 2025².Lors de la 15^ème édition du colloque du Club Stockage d’énergie de l’ATEE qui s’est tenue le 1^er octobre 2026, les gestionnaires de réseaux ont partagé une mise à jour de ces chiffres. RTE évoquait une file d’attente de 17,2 GW, et 1,8 GW de conventions de raccordement signées en 2026 tandis qu’Enedis indiquait que le seuil de 1GW en service était dépassé avec une file d’attente de 2,7 GW.  

La liste des installations de stockage raccordées directement ou indirectement aux réseaux publics d’électricité du territoire métropolitain continental et des zones non interconnectées est établie par RTE en application de l’article D.142-9-1 du Code de l’énergie. Elle est tenue à la disposition du ministre chargé de l’énergie. 

Les installations de stockage sont définies spécifiquement par l’arrêté du 7 juillet 2016³ comme« un ensemble de stockage stationnaire de l’électricité permettant de stocker l’énergie électrique sous une autre forme, puis de la restituer en énergie électrique tout en étant couplé aux Réseaux Publics d’Électricité. Les technologies de ces équipements regroupent notamment les stations de transfert d’énergie par pompage, le stockage par air comprimé, le stockage par conversion de l’électricité en hydrogène, les batteries électrochimiques et les volants d’inertie. L’Installation est raccordée directement ou indirectement, par l’intermédiaire d’Installations appartenant à un utilisateur de ce réseau ». Le stockage d’énergie est défini plus génériquement à l’article L. 352-1 du Code de l’énergie comme « le report de l'utilisation finale de l'électricité à un moment postérieur à celui auquel elle a été produite, ou la conversion de l'énergie électrique en une forme d'énergie qui peut être stockée, la conservation de cette énergie et la reconversion ultérieure de celle-ci en énergie électrique ou son utilisation en tant qu'autre vecteur d'énergie ». 

Dans ce contexte, il est intéressant d’examiner les contraintes découlant des limitations de puissance de raccordement des installations à raccorder (1.) ainsi que de s’interroger sur l’évolution des modalités de gestion de la file d’attente des installations à raccorder (2.). Il conviendra de relever que les installations de stockage sont des installations pour lesquelles les offres de raccordement optimisées prennent tout leur sens et sont donc en plein développement puisqu’elles permettent un raccordement plus rapide et moins onéreux (3.). Enfin, la mise en place de signaux tarifaires incitatifs en ce qui concerne les tarifications réseaux conclura notre propos (4.).   

1. Les installations de stockage, des installations injectant et soutirant : la question de la puissance de raccordement 

Les installations de stockage sont considérées du point de vue du réseau électrique comme des installations d’injection et de soutirage.  

Autrement dit, elles doivent obéir tant aux règles de raccordement aux réseaux publics consignées notamment aux articles D.342-5 à D.342-13 du Code de l’énergie qu’aux prescriptions techniques générales de conception et de fonctionnement pour le raccordement aux réseaux d’électricité fixées par l’arrêté du 9 juin 2020.  

Comme l’indique Enedis⁴, il existe de nombreuses configurations d’installations susceptibles d’injecter et de soutirer : autoconsommation, Infrastructures de Recharge de Véhicules Electriques bidirectionnelles (IRVE), stockage, consommation et production couplée avec un unique Point de Livraison (par exemple des installations de cogénération, biogaz, etc.). Le gestionnaire de réseau précise que leur raccordement au réseau électrique dépend du comportement (injection et/ou soutirage) de l’installation vu du réseau : ainsi, dans la mesure où en décharge une installation de stockage se comporte comme une installation de production, Enedis applique les dispositions de la réglementation qui encadrent les installations de production. 

En application de l’arrêté du 9 juin 2020, le domaine de tension de raccordement de référence d’une installation de production ou de consommation est déterminé en fonction de sa puissance (article D. 342-6 du Code de l’énergie).  

Dans sa documentation technique, RTE se réfère par exemple, d’une part, à la puissance installée, qui est « la somme des puissances actives unitaires maximales de l’installation susceptibles de fonctionner simultanément et disposant d’un même point de raccordement » et, d’autre part, à sa puissance de raccordement en soutirage pour déterminer le domaine de tension de référence pour le raccordement d’une installation de stockage⁵.  

Actuellement, l’un des enjeux du raccordement des installations de stockage notamment pour les projets hybrides production (PV notamment) et batterie est la façon dont la puissance installée est calculée, puisque la puissance installée de la batterie en décharge entre dans le calcul de la puissance installée au point de raccordement. Ainsi, le titre VI de l’article 24 de l’arrêté du 9 juin 2020 dispose qu’ « aucune installation de production ne peut être raccordée à un réseau public de distribution d’électricité en HTA lorsque sa puissance installée excède 17 MW ». Une installation « production et stockage » peut en effet coupler une installation de production de 14 MWc (pour une installation solaire) à une batterie de 8 MW. Dans cette hypothèse, le seuil de puissance installée cumulée au point de raccordement de 17 MW est dépassé (22 MW) alors que le producteur comme le stockeur seraient en mesure de prévoir des dispositifs permettant de maintenir à 17 MW la puissance maximale réellement injectée au point de raccordement. En l’état de la réglementation, le raccordement doit se faire sur le réseau public de transport, à un coût et avec des délais supérieurs à ceux que propose le gestionnaire du réseau de distribution. 

Une révision de l’arrêté du 9 juin 2020 est donc en cours afin de faciliter le raccordement des projets hybrides (photovoltaïques et batteries) au réseau public de distribution, avec l’objectif de passer le plafond de puissance installée cumulée de 17 MW à 25 MW. La CRE avait déjà suggéré cette réforme dans sa contribution⁶ à la mission Levy-Tuot en proposant de « réaliser les études techniques nécessaires puis modifier les prescriptions techniques applicables pour que les sites hybrides, dont la puissance totale installée dépasse 17 MW puissent se raccorder en HTA, à la condition qu’ils limitent la puissance injectée sur le réseau ». La mission Levy-Tuot⁷ avait repris à son compte cette recommandation, en suggérant dans son rapport d’avril 2026 que soit réévaluée à la hausse « la limite de 17 MW pour la somme des puissances respectives injectables depuis les ENR et les batteries dans les installations « hybrides » raccordées en mode HT A ». La DGEC avait d’ailleurs permis dès 2025 le raccordement en HTA de plusieurs projets avec une puissance installée supérieure à 17 MW sous condition de ne pas injecter plus de 17 MW. Enedis propose donc une révision de l’arrêté qui préciserait « qu’aucune installation hybride ne peut être raccordée à un réseau public de distribution en HTA lorsque la somme de la puissance de décharge du stockage et de la puissance maximale de production excède 25 MVA. La puissance de décharge du stockage ne doit pas dépasser 17 MVA. La puissance maximale de production ne doit pas dépasser 17 MVA ». Ainsi, la CRE recommande dans son rapport n°2026-09 du 22 juillet 2026 « de modifier dès que possible l’arrêté du 9 juin 2020 pour passer la puissance installée maximale des installations hybrides à 25 MVA » (page 7). L’arrêté révisant celui du 9 juin 2020 devrait sortir dans les prochains jours.  

 2. Les installations de stockage, des installations injectant et soutirant : la question de la file d’attente 

Il est intéressant de s’interroger sur la spécificité de la gestion de la file d’attente des installations de stockage, installations qui peuvent en décharge se comporter comme des producteurs et en charge comme des consommateurs mais qui sont, dans tous les cas, des installations flexibles.  

A cet égard, il est prévu de passer fin 2026 pour le raccordement au réseau de transport d’une logique de « premier arrivé, premier servi » à une logique de « premier prêt, premier servi » au regard de la maturité des projets, tout en favorisant la construction d’infrastructures mutualisées. RTE à ce titre proposer au régulateur un modification des règles de raccordement dans les prochains jours.  

2.1 File d’attente et réseau de transport 

En ce qui concerne le réseau de transport, les installations de stockage sont soumises à la procédure classique de traitement des demandes de raccordement. L’entrée dans la file d’attente se fait par l’acceptation de la proposition technique et financière (« PTF ») par le demandeur qui, depuis 2024, doit dès la demande de PTF verser à RTE une somme forfaitaire de 42 000 euros hors taxes (50 4000 euros toutes taxes comprises). Cette somme, déduite du premier acompte en cas d’acceptation de la PTF, n’est en principe⁸ pas remboursée en cas d’abandon du projet après les 14 premiers jours suivant la demande de PTF ou de défaut d’acceptation de la PTF. Afin que le projet soit maintenu en file d’attente, le demandeur doit justifier annuellement, auprès de RTE, de l’état d’avancement de son projet, c’est-à-dire lui fournir l’un des documents visés dans la procédure de raccordement, selon le stade d’avancement du projet. Il s’agit notamment de documents au titre du droit de l’environnement, du droit de l’énergie ou du droit de l’urbanisme. A défaut de fournir l’un des documents, le demandeur peut s’acquitter d’une somme forfaitaire de 1 000 euros / MW, mais cette faculté n’est utilisable qu’à deux reprises. Le non-respect des règles relatives à la file d’attente peut entraîner la résiliation de la PTF, et la sortie du projet de la file d’attente. La capacité réservée pour le projet est alors perdue et remise à disposition d’autres projets.  

2.2 File d’attente et réseau de distribution 

Concernant le réseau de distribution, la gestion de la file d’attente continue de se faire sur une logique de « premier arrivé, premier servi ».  

3. Fonctionnement des installations de stockage et utilisation des réseaux 

Les installations de stockage sont des installations particulières en ce sens qu’elles sont pilotées en fonction des prix de marché et des besoins en flexibilité du système électrique français. Le raccordement d’une installation de stockage doit donc tenir compte de la spécificité de ces installations, qui ne se comportent ni comme des producteurs classiques, ni comme des consommateurs classiques. La détermination de la puissance de raccordement et des restrictions aux soutirages et aux injections de ces installations dépendent donc très étroitement de leurs conditions de fonctionnement, c’est-à-dire en pratique, des services que rend la batterie.  

RTE l’explique d’ailleurs très clairement dans son schéma de développement du réseau (SDDR) 2025 : actuellement, les batteries participent majoritairement à la gestion de l’équilibre du système électrique en temps réel (services systèmes avec la réserve primaire et la réserve secondaire). Cependant, les besoins pour la gestion de l’équilibre étant relativement limités (de l’ordre du GW toujours selon RTE), les stockeurs se tournent vers d’autres services pour assurer la rentabilité économique de leurs installations (marché de l’énergie, en déplaçant de l’énergie en fonction des heures de la journée)⁹.  

Le gestionnaire du réseau de transport rappelle, toujours dans son SDDR 2025 que les besoins de raccordement « diffèrent si une batterie a vocation à participer à l’équilibrage en temps réel (elle doit alors pouvoir injecter ou soutirer à tout instant), si elle participe au marché de l’énergie ou si elle a vocation à participer à des congestions sur le réseau ». Dans cette dernière hypothèse, on comprendra aisément que le développeur souhaite disposer d’une information lui permettant d’implanter son installation dans les zones congestionnées si son modèle d’affaires repose sur la gestion des congestions réseau¹⁰.  

Les règles de raccordement et d’utilisation suivant une logique binaire (production/consommation), le législateur et les gestionnaires de réseaux ont donc proposé une série d’ajustements afin de prendre en compte les particularités de ces installations. 

3.1 Raccordement optimisé au réseau de transport 

C’est dans cette logique que RTE propose depuis 2024 un instrument dédié au raccordement d’installations de stockage au réseau de transport : l’offre de raccordement optimisée, dite « ORO ». Cette solution de raccordement présente l’avantage de coûts de raccordement optimisés, en contrepartie de restrictions en injection ou en soutirage. Cependant, les ORO de 2024 ne garantissaient aucune visibilité ex ante aux stockeurs sur la nature et la fréquence des contraintes susceptibles de leur être imposées par le gestionnaire de réseau.  Les limitations étaient en effet définies au cas par cas par RTE en fonction des contraintes locales du réseau. Afin de prévoir au mieux la forme et la fréquence de ces contraintes, des offres de raccordement « à gabarit » ont été mises en place par RTE en 2025¹¹. Désormais, deux gabarits de fonctionnement existent¹² :  

• un gabarit en injection dans lequel le demandeur s’engage à ne pas injecter sur le réseau, tous les jours de mars à octobre inclus, entre 10h et 18h, et 
• un gabarit en soutirage dans lequel le demandeur s’engage à ne pas soutirer du réseau, tous les jours de novembre à mars inclus, entre 7h et 13h puis entre 17h et 21h.  

Le reste du temps, les installations de stockage fonctionnent librement. 

Les restrictions d’injection et de soutirage ne font l’objet d’aucune indemnisation de la part du gestionnaire de réseau : elles sont la contrepartie de coûts de raccordement optimisés. 

Face à la forte affluence suscitée à la suite de la mise en place des ORO à gabarit qui permettent une meilleure valorisation de la batterie tant sur les marchés de l’énergie que sur les services système, la procédure de raccordement a été modifiée en début d’année 2026 après une consultation publique lancée par la CRE en fin d’année 2025¹³. Il s’agissait en effet de définir les modalités spécifiques d’envoi par RTE des offres de raccordement dans les zones à gabarit. Un mécanisme de plafonnement selon lequel un même opérateur ne peut recevoir une offre de raccordement en première position sur plus de 20 % des postes d'une même publication a ainsi été mis en place, chaque opérateur devant depuis classer ses demandes par ordre de préférence.   

3.2 Raccordement optimisé au réseau de distribution 

Le gestionnaire du réseau de distribution a développé des offres de raccordement alternative à modulation de puissance (ORA-MP) pour le raccordement des installations de stockage en HTA. Enedis propose ainsi un raccordement plus rapide et moins cher en contrepartie de limitations de puissance imposées à la batterie qui ne pourra pas être utilisée à sa puissance maximale en injection ou en soutirage.  

Selon les offres de raccordement, ces limitations de puissance peuvent être imposées de façon exceptionnelle ou de façon régulière. Elles ne donnent lieu à aucune contrepartie financière à la différence de ce qui se passe lorsqu’un stockeur choisit de proposer des services de flexibilité au gestionnaire de réseau et répond à un appel d’offres « Flexibilité locale »¹⁴ lancé par le gestionnaire de réseau. En cas d’ORA-MP, c’est à l’exploitant de la batterie d’intégrer ces limitations dans son équation économique, en les mettant en regard de la réduction du coût et du délai de raccordement de l’installation de stockage. 

4. Un TURPE incitatif pour les installations de stockage : composante « injection-soutirage » et abattement  

Le TURPE correspond aux tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité, payés par l’utilisateur du réseau au gestionnaire de ce réseau, soit directement, en vertu du contrat d’accès au réseau, soit indirectement, en application du contrat de fourniture d’électricité. 

4.1 TURPE et composante injection-soutirage  

Le TURPE est constitué d’une composante fixe, intégrant les frais de gestion et de comptage, et d’une composante variable. En principe, il répond à une logique de cohérence tarifaire sur l’ensemble du territoire, indépendante de la localisation de l’utilisateur. Les particularités des installations de stockage, qui peuvent s’adapter de manière symétrique aux contraintes du réseau, ont motivé l’intégration d’une composante du TURPE à caractère local. 

Depuis le 1^er août 2026, une nouvelle composante « injection-soutirage » optionnelle est mise en œuvre dans le TURPE 7 pour les installations de stockage raccordées aux niveaux de tension HTA, HTB1 et HTB2 ainsi que pour les installations raccordées aux niveaux HTA et BT¹⁵. L’objectif de cette composante, qui remplace la composante soutirage classique, est d’inciter les installations de stockage à adopter un comportement permettant de réduire les pointes locales de réseau, en chargeant ou en déchargeant, selon un signal économique donné par le TURPE qui n’existait pas avec les composantes classiques du TURPE. Il s’agit concrètement de favoriser les comportements contracyclique des stockeurs.  

Le calcul de cette nouvelle composante tarifaire, réservée aux installations qui chargent et déchargent intégralement sur le réseau – les installations hybrides type PV et Stockage n’y sont donc pas éligibles- distingue deux zones tarifaires :  

• Les zones de soutirage : la composante tarifaire constituera un coût positif – donc supplémentaire, pour l’utilisateur soutirant pendant une pointe locale de soutirage. A l’inverse, l’utilisateur injectant pendant une pointe locale de soutirage bénéficiera d’une réduction de coût.
• Les zones d’injection : de la même manière, cette composante constituera un coût supplémentaire pour l’utilisateur injectant pendant une pointe locale d’injection, et une réduction de coût en cas de soutirage pendant une pointe locale d’injection. 

Les zones géographiques dans lesquelles cette composante est mise en œuvre ont été identifiées par Enedis et RTE, et publiées par la CRE dans sa délibération du 1^er octobre 2025¹⁶.En pratique, cette nouvelle composante tarifaire ne s’applique pour l’instant que dans les zones dans lesquelles il existe de fortes contraintes, à savoir celles de consommation résidentielle et celles de production solaire¹⁷.  

 4.2 TURPE et abattement 

Bénéficiant à l’origine aux installations fortement consommatrices d’électricité, qui présentent un profil de consommation prévisible et stable ou anticyclique, la réduction de TURPE prévue par l’article L. 341-4-2 du Code de l’énergie peut également bénéficier aux installations de stockage. La logique derrière cet abattement est de neutraliser une double imputation du TURPE sur l’énergie soutirée puis restituée au réseau par l’installation de stockage. 

Cette réduction est déterminée en fonction de l’efficacité énergétique de l’installation et ne peut excéder 50 %. Afin d’en bénéficier, les installations de stockage doivent satisfaire aux conditions prévues à l’article D. 341-9 du même code, c’est-à-dire : 

• l’électricité annuelle soutirée sur le réseau public de transport doit être supérieure à 10 GWh ;
• le taux d’utilisation en heures creuses doit être supérieur ou égal à 44 
  %. 

A noter que l’abattement peut être minoré en cas de rendement de restitution insuffisant : en ce sens, l’annexe de l’article D. 341-9 précité prévoit une diminution de dix points de pourcentage du taux de réduction si, au cours de la période considérée pour le calcul des critères précités, la moyenne sur trois ans du rapport entre la quantité d’énergie injectée par le site et celle de l’énergie soutirée par lui sur le RPT est inférieure à 70 %. 

Dans ces conditions, l’abattement de TURPE est susceptible de bénéficier uniquement aux installations de stockage les plus importantes, soutirant annuellement depuis le RPT un volume d’énergie significatif, et peut ne pas être un levier pertinent de réduction de coût selon l’usage de la batterie. 

¹ Bilan-electrique-2025-rapport-complet_0.pdf

² Ibid.

³ Arrêté du 7 juillet 2016 pris en application des articles D. 141-12-5, D. 142-9-2, D. 142-9-3 et D. 142-9-5 du Code de l'énergie.

⁴ Conditions de raccordement des installations susceptibles d’injecter et de soutirer, Enedis-PRO-RES_78E devenue Enedis-PRO-RES_032E

⁵ Article 5.1.4 – Dispositions spécifiques et Règles techniques transitoires de conception et de fonctionnement pour le raccordement au RPT d’une Installation de Stockage, applicables à compter du 12 février 2026.

⁶ Contribution de la Commission de régulation de l’énergie à la mission Levy-Tuot, 9 mars 2026, action 23.

⁷ Jean-Bernard Lévy, Thierry Tuot, Rapport public sur l’optimisation du soutien public aux énergies renouvelables électriques et au stockage, avril 2026.

⁸ Cela dépend en partie de la réalisation d’une étude exploratoire avant la demande de PTF et du coût du raccordement annoncé dans l’étude exploratoire puis dans la PTF.

⁹ Schéma décennal de développement du réseau, orientations pour l’évolution du réseau public de transport d’électricité à l’horizon 2040, Edition 2025, page 92.

¹⁰ Schéma décennal de développement du réseau, orientations pour l’évolution du réseau public de transport d’électricité à l’horizon 2040, Edition 2025, page 93.

¹¹ Voir notre article « les ORO à gabarit : un nouvel outil de raccordement au service du déploiement des installations de stockage d’électricité », 11 mai 2026.

¹² Article 5.1.4 – Dispositions spécifiques et Règles techniques transitoires de conception et de fonctionnement pour le raccordement au RPT d’une Installation de Stockage.

¹³ Consultation publique n°2025-15 du 12 décembre 2025 au 7 janvier 2026.

¹⁴ Voir la page du site Internet d’Enedis consacrée aux Flexibilités locales.

¹⁵ Délibération de la CRE du 4 février 2025 portant projet de décision sur le tarif d’utilisation des réseaux publics de distribution d’électricité (TURPE 7 HTA-BT), Délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 4 février 2025 portant projet de décision sur le tarif d’utilisation des réseaux publics de transport d’électricité (TURPE 7 HTB), Délibération de la CRE du 13 mars 2025 portant décision sur le tarif d’utilisation des réseaux publics de distribution d’électricité (TURPE 7 HTA-BT), Délibération de la CRE du 13 mars 2025 portant décision sur le tarif d’utilisation des réseaux publics de transport d’électricité (TURPE 7 HTB).

¹⁶ Délibération de la CRE du 1er octobre 2025 portant communication sur les zones pour les utilisateurs éligibles à la composante annuelle d’injection-soutirage introduite dans le TURPE 7 HTB et dans le TURPE 7 HTA-BT.

¹⁷ Voir communiqué de la CRE sur les zones éligibles à la composante d’injection-soutirage introduite dans le TURPE 7.