L’Inde approuve 145 milliards de roupies pour 92 GWh de stockage d’électricité, avec une priorité au pompage-turbinage

Un investissement dans le stockage de près de 1 000 milliards de roupies

Le Cabinet de l’Union indienne a approuvé 145 milliards de roupies, soit environ 1,5 milliard de dollars, de subventions pour développer 92 gigawattheures de stockage d’électricité. Près des deux tiers de la capacité prévue proviendront de projets de pompage-turbinage. Le programme devrait soutenir des projets nécessitant un investissement total de 976 milliards de roupies.

Le Cabinet, présidé par le Premier ministre Narendra Modi, a approuvé le dispositif le 4 novembre 2026. Les aides seront accordées des exercices 2026-2027 à 2030-2031 et couvriront des capacités de stockage qui ne sont pas encore entrées en service. Les projets de batteries bénéficiant d’un soutien devront respecter une exigence minimale de contenu local de 40 %.

Cette décision répond à un problème concret de la transition électrique de l’Inde : les panneaux solaires et les éoliennes peuvent produire de grandes quantités d’électricité lorsque la demande est relativement faible, alors que les ménages et les entreprises ont encore besoin d’électricité après le coucher du soleil ou lorsque le vent faiblit. Le stockage permet de transférer l’électricité du moment où elle est produite à celui où elle est nécessaire.

Selon le gouvernement, le programme améliorera la stabilité du réseau, augmentera l’utilisation de l’électricité renouvelable et réduira le recours aux moyens de production conventionnels pour maintenir l’approvisionnement de jour comme de nuit. Pour les entreprises de distribution d’électricité, l’enjeu sera de sécuriser des capacités de stockage abordables à construire, à charger et à exploiter.

Le soutien financier représente environ 14,9 % de l’investissement prévisionnel, soit 14 500 crores de roupies divisés par 97 600 crores. La majeure partie des fonds nécessaires devra donc provenir d’autres sources. La subvention publique vise à combler une partie de l’écart entre le coût de construction d’un système de stockage et les recettes qu’un projet peut générer.

Composition des 92 GWh

Le dispositif répartit les aides entre trois types de stockage, le pompage-turbinage bénéficiant de la plus importante enveloppe :

• 60 GWh provenant de centrales de pompage-turbinage, soit environ 65 % du total.
• 30 GWh provenant de systèmes de stockage d’énergie par batterie, soit environ 33 %.
• 2 GWh provenant de technologies de stockage alternatives, soit environ 2 %.

Le pompage-turbinage utilise de l’électricité pour acheminer de l’eau vers un réservoir situé en altitude. Lorsque l’électricité est nécessaire, l’eau s’écoule vers le bas en traversant des turbines qui produisent de l’électricité. Les batteries stockent l’énergie sous forme chimique et la restituent sous forme d’électricité en fonction des besoins.

Le gigawattheure mesure une quantité d’énergie. Le gigawatt mesure la puissance électrique fournie. Par exemple, un système contenant 1 GWh pourrait théoriquement fournir 1 GW pendant une heure, avant prise en compte des pertes et des limites d’exploitation. Le chiffre de 92 GWh désigne la capacité de stockage d’énergie, et non la puissance que chaque projet peut fournir à un instant donné.

La priorité accordée au pompage-turbinage élargit l’approche du gouvernement au-delà des précédents programmes de subventions axés sur les batteries. Le pompage-turbinage est particulièrement adapté au transfert de grandes quantités d’électricité d’un moment de la journée à un autre, tandis que les batteries peuvent réagir rapidement aux variations de l’offre et de la demande.

Anujesh Dwivedi, associé chez Deloitte India, a souligné que la diversité des technologies constituait un élément central de la décision :

La priorité accordée au pompage-turbinage, en plus des systèmes de stockage par batterie et des technologies alternatives, est le principal point fort du nouveau dispositif de financement de l’écart de viabilité.

Quelle est l’ampleur du programme ?

Selon le Cabinet, les 92 GWh supplémentaires équivalent à 170 % de la capacité de stockage qui alimente actuellement le réseau électrique indien. Autrement dit, l’ajout prévu représente environ 1,7 fois la capacité existante, soit une expansion considérable si les projets aboutissent.

Les besoins de stockage estimés de l’Inde atteignent 411 GWh à l’horizon 2031-2032. Le nouveau programme fournirait à lui seul environ 22,4 % de ce volume, soit 92 divisé par 411. Les installations existantes et les projets développés dans le cadre d’autres programmes contribueront également à répondre à ces besoins.

La Central Electricity Authority a également estimé les besoins à 235 GWh d’ici 2029-2030 et à 888 GWh d’ici 2035-2036. Le National Electricity Plan 2023 les évaluait à 2 380 GWh en 2047. Ces chiffres montrent que le développement du stockage dépassera largement les cinq exercices couverts par cette subvention.

L’objectif de l’Inde de disposer de 500 GW de capacité de production d’électricité issue de sources non fossiles d’ici 2030 renforce l’urgence. La hausse de la production solaire et éolienne accroît l’intérêt des installations capables d’absorber l’électricité lorsqu’elle est abondante et de la restituer lorsque la demande augmente.

Modalités des subventions et des appels d’offres

Le financement de l’écart de viabilité, ou VGF, est une contribution publique destinée à rendre financièrement viable un projet d’infrastructure utile. Il réduit une partie de la charge d’investissement afin que le développeur puisse proposer un service à un prix plus susceptible d’être accepté par les acheteurs.

Les capacités prévues par le nouveau dispositif seront attribuées par des appels d’offres concurrentiels fondés sur les tarifs. Les développeurs seront en concurrence sur le prix proposé pour les services de stockage, dans le respect des exigences de chaque appel d’offres. Les entreprises publiques et privées de distribution d’électricité pourront bénéficier d’aides pour les projets de batteries et de pompage-turbinage. Des entités publiques et privées mettront en œuvre les projets faisant appel à des technologies alternatives.

Les entreprises de distribution, souvent appelées discoms, achètent l’électricité et la fournissent aux consommateurs. Le stockage leur offre un moyen supplémentaire de gérer l’écart entre leurs achats et les besoins de leurs clients à une heure donnée. Son intérêt dépend en partie de leur capacité à obtenir à bas coût l’électricité nécessaire à la recharge, puis à la restituer lorsque la demande et les prix justifient cette dépense.

Le cadre détaillé du dernier dispositif reste attendu, notamment les taux définitifs de soutien, les modalités de versement, les exigences de performance et le calendrier des appels d’offres. Ces règles détermineront le montant des emprunts que les développeurs devront contracter et la manière dont les bénéfices profiteront aux acheteurs d’électricité.

Dans le cadre d’un dispositif antérieur, 20 % de la subvention admissible étaient versés à la clôture financière, c’est-à-dire une fois les accords de financement du projet conclus. Charith Konda, spécialiste principal de l’énergie à l’Institute for Energy Economics and Financial Analysis, a indiqué qu’il fallait encore emprunter des sommes importantes à ce stade. Le calendrier d’une subvention peut donc compter autant que son montant.

Des premières aides aux batteries à la nouvelle décision

La dernière décision s’inscrit dans plusieurs étapes de soutien public. Une proposition examinée plus tôt en 2026 prévoyait une enveloppe plus importante pour les batteries que celle finalement approuvée par le Cabinet : 50 GWh au lieu de 30 GWh.

• Septembre 2023 : le Cabinet approuve une aide pour 4 000 MWh, soit 4 GWh, de stockage par batterie, avec des subventions couvrant jusqu’à 40 % des dépenses d’investissement.
• 30 mai 2026 : une proposition soumise à consultation prévoit environ 150 milliards de roupies de soutien pour 112 GWh, comprenant 50 GWh de batteries, 60 GWh de pompage-turbinage et 2 GWh d’autres technologies.
• 4 novembre 2026 : le Cabinet approuve 145 milliards de roupies pour 92 GWh, en maintenant les enveloppes consacrées au pompage-turbinage et aux technologies alternatives, tout en réduisant la part des batteries.
• 2030-2031 : dernier exercice couvert par le programme nouvellement approuvé.

Le dispositif de septembre 2023 pour les batteries prévoyait initialement un budget de projet de 94 milliards de roupies, dont 37,6 milliards de soutien budgétaire public. Il visait à ramener le coût du stockage entre 5,50 et 6,60 roupies par kilowattheure d’ici 2030-2031 et exigeait qu’au moins 85 % de la capacité soutenue soit disponible pour les entreprises de distribution.

Les tours de financement ultérieurs pour les batteries ont été présentés comme soutenant 13,2 GWh et 30 GWh ; le premier avait fait l’objet d’un appel d’offres complet, tandis que le second était toujours en cours en mai 2026. Ces chiffres totalisent 43,2 GWh, alors que la capacité cumulée du programme antérieur a également été évaluée à 43,8 GWh, pour un financement de 91,6 milliards de roupies.

Le programme approuvé ajoute une importante composante de pompage-turbinage à cet historique de financement des batteries. Les 92 GWh prévus représentent 23 fois les 4 GWh couverts par l’approbation initiale de septembre 2023.

Conséquences de l’exigence de contenu local de 40 %

Les projets de batteries sollicitant une aide devront respecter une exigence minimale de contenu local de 40 %. Le gouvernement veut que les dépenses publiques consacrées au déploiement du stockage stimulent la demande pour l’industrie indienne et réduisent la dépendance aux composants importés.

Cette approche fait le lien entre deux volets de la politique industrielle. Les mesures d’incitation à la production soutiennent les entreprises qui fabriquent des batteries, tandis que les nouvelles subventions au stockage soutiennent les projets qui les achètent et les installent. Ensemble, ces politiques visent à élargir le marché des producteurs nationaux.

Nomura estime que cette exigence encouragera la fabrication et l’assemblage de systèmes de stockage par batterie en Inde. Debmalya Sen, président de l’India Energy Storage Alliance, a déclaré que de nouvelles subventions pourraient également amortir les hausses de tarifs liées aux exigences de contenu local et à l’augmentation du coût des batteries.

Sen a livré une évaluation plus optimiste de la rentabilité des projets de batteries que certains autres spécialistes :

Les systèmes de stockage par batterie sont déjà commercialement viables.

Sen a cité des tarifs hors financement de l’écart de viabilité d’environ 300 000 roupies par mégawatt et par mois. Il s’agit d’un paiement garantissant la disponibilité de la capacité de stockage. Les acheteurs doivent également tenir compte de l’électricité utilisée pour charger les batteries et de la fréquence à laquelle ils auront recours au service.

Pourquoi une offre de stockage à bas prix peut rester coûteuse

Konda a évalué à environ 2,6 roupies par unité d’électricité les tarifs de capacité de stockage autonome. Les coûts de charge et de décharge ajoutent environ 2,5 à 3 roupies par unité, portant le coût de l’électricité fournie à quelque 5,5 à 6 roupies par unité. En facturation de l’électricité, une unité correspond à un kilowattheure.

Cette fourchette est proche des tarifs de 5,25 à 6 roupies par unité pour l’électricité renouvelable sous contrat, assortie d’une fourniture plus fiable. Les entreprises de distribution doivent donc comparer le coût total des différents moyens d’obtenir de l’électricité au moment où elles en ont besoin, y compris les frais de charge et les responsabilités liées à la programmation.

Konda a estimé que les principaux obstacles ne se limitaient pas à l’accès au financement :

Le financement ou les capitaux ne constituent pas le véritable goulot d’étranglement à l’accélération du déploiement du stockage d’énergie en Inde.

Il a évoqué les offres agressives, la dépendance aux importations et l’incertitude sur les prix. Un développeur qui propose un tarif très bas doit tout de même achever la construction, rembourser ses emprunts et entretenir les équipements pendant la durée du contrat.

Alekhya Datta, directeur de la division Électricité et énergies renouvelables du TERI, a cité une étude selon laquelle près de 75 % des capacités autonomes de batteries attribuées en 2025 pour des systèmes fournissant de l’électricité pendant deux heures étaient confrontées à des risques pour leur viabilité financière. Il a indiqué que la rentabilité des projets dépendait des prix de l’électricité servant à la charge, de l’utilisation, de la durée de décharge, du coût du financement et des performances des batteries sur toute leur durée de vie.

Datta a souligné les limites de l’aide financière :

Les subventions à elles seules ne peuvent toutefois garantir la viabilité commerciale ni des tarifs abordables pour les entreprises de distribution.

La performance déterminera la valeur des fonds publics

Les entreprises de distribution devront exploiter efficacement les capacités de stockage sous contrat pour obtenir les économies et les avantages d’approvisionnement attendus. Une installation prête à fonctionner mais rarement chargée ou déchargée peut tout de même entraîner des obligations de paiement pour son acheteur.

Konda a indiqué que les aides précédentes étaient versées en fonction de la disponibilité des batteries, plutôt que de leur utilisation effective ou de la valeur apportée au réseau. Il a présenté la capacité de l’acheteur à gérer le stockage comme un enjeu commercial central :

La vraie question est de savoir si les entreprises de distribution peuvent utiliser efficacement et de manière rentable les capacités de stockage sous contrat.

Datta a appelé à des règles d’achat tenant compte de la disponibilité, de l’utilisation, du rendement de charge et de décharge, des cycles répétés et de la dégradation des batteries. Le rendement mesure la quantité d’électricité restituée par rapport à la quantité stockée. La dégradation correspond à la diminution progressive de la capacité d’une batterie à stocker de l’énergie à mesure qu’elle vieillit et qu’elle est utilisée.

Les contrats de batteries doivent également prendre en compte l’ajout ou le remplacement d’équipements à mesure que les performances diminuent. Ces coûts déterminent si le tarif convenu au départ restera viable pendant toute la durée du service.

Datta a proposé de mieux lier l’aide financière aux résultats :

Il faudrait également accorder davantage d’importance à l’adossement du soutien au titre du financement de l’écart de viabilité aux performances opérationnelles.

Quels projets de pompage-turbinage pourraient en bénéficier ?

Nomura a recensé 11 projets de pompage-turbinage en construction, représentant une capacité de production cumulée de 15 870 MW. Parmi les développeurs figurent des entreprises publiques d’électricité ainsi que Greenko, Tata Power, JSW Energy, des sociétés du groupe Adani et Torrent Power.

Le portefeuille de projets en construction comprend le projet de Gandhisagar de Greenko, d’une puissance de 1 920 MW, attendu en décembre 2026 ; celui de Kundah, au Tamil Nadu, d’une puissance de 500 MW, ainsi que celui de Chitravathi, d’Adani, également de 500 MW, tous deux attendus en février 2027 ; et celui de Saundatti, de Greenko, d’une puissance de 1 600 MW, attendu en décembre 2027.

Parmi les mises en service prévues plus tard figurent le projet de Bhavali de JSW Energy, d’une puissance de 1 500 MW, en décembre 2028 ; celui de Bhivpuri de Tata Power, d’une puissance de 1 000 MW, en février 2029 ; et celui de Karjat de Torrent Power, d’une puissance de 3 000 MW, en décembre 2029. Le projet de Sharavathy de Karnataka Power Corporation, d’une puissance de 2 000 MW, est prévu pour mai 2032, au-delà de la période de financement du programme.

Ces calendriers montrent que le rythme des travaux influera sur le déploiement. Les projets en construction constituent un vivier potentiel de bénéficiaires, mais l’attribution des aides dépendra des critères d’éligibilité et des appels d’offres concurrentiels. Leur puissance en MW correspond à la capacité de production ; leur contribution à l’objectif de 92 GWh dépendra de la quantité d’énergie qu’ils pourront stocker et restituer.

Le résultat concret du programme dépendra de la combinaison d’infrastructures achevées et d’une exploitation efficace : stocker l’électricité renouvelable lorsqu’elle est abondante et la fournir lorsque les consommateurs en ont besoin. L’engagement de 145 milliards de roupies contribue au financement de cette expansion, tandis que la conception des appels d’offres, la construction et la gestion quotidienne détermineront le service fourni aux acheteurs d’électricité.

Points clés

• Le Cabinet a approuvé 145 milliards de roupies de soutien pour 92 GWh de stockage sur la période 2026-2027 à 2030-2031.
• L’enveloppe comprend 60 GWh de pompage-turbinage, 30 GWh de batteries et 2 GWh de technologies alternatives.
• L’investissement total dans les projets est estimé à 976 milliards de roupies, dont environ 15 % financés par l’État.
• Les projets de batteries devront respecter une exigence minimale de contenu local de 40 %.
• La capacité prévue représente environ 22 % des besoins de stockage estimés de l’Inde, soit 411 GWh en 2031-2032.
• Les capacités seront attribuées par appels d’offres concurrentiels ; les règles détaillées de mise en œuvre restent attendues.
• Les coûts de charge, l’utilisation effective, la construction et les performances des équipements détermineront le coût pour les acheteurs d’électricité.