L’hydroélectricité fournit la majeure partie du courant suisse et déplace déjà de l’énergie entre les heures, les jours et les saisons. Les batteries n’en deviennent pas inutiles. La comparaison devient plus exigeante : un BESS doit résoudre, à son point de raccordement, une question de temps, d’emplacement ou de commande que le stockage hydraulique ne traite pas aussi efficacement à cet endroit.
Selon l’Office fédéral de l’énergie, l’hydroélectricité représente 58,5 % de la production nationale sur une moyenne de dix ans. Ses statistiques distinguent 8 124 MW de centrales à accumulation et 3 503 MW de pompage-turbinage, en plus des centrales au fil de l’eau. La même page fédérale souligne le rôle des centrales à accumulation pour produire à brève échéance et transférer la production de l’été vers l’hiver.[1]
Nant de Drance illustre l’échelle déjà disponible dans un seul ouvrage : 900 MW de puissance, 20 millions de kWh de stockage et cinq minutes pour passer du pompage à pleine puissance au turbinage à pleine puissance. Le rapport entre l’énergie et la puissance donne environ 22 heures à puissance nominale — une autre classe de durée que la plupart des projets lithium-ion actuels.[2]
La bonne question n’est donc pas de savoir si les BESS sont, dans l’absolu, plus rapides que « l’hydraulique ». En Suisse, les centrales à accumulation fournissent déjà de l’énergie de réglage et peuvent réagir rapidement. Il faut déterminer si la vitesse, le profil de cyclage et la position dans le réseau d’une batterie lui confèrent un rôle opérationnel distinct.[3]
En Suisse, une batterie n’a pas besoin de remplacer l’hydroélectricité pour être utile. Elle doit compléter un système dans lequel l’eau fournit déjà de la flexibilité et une durée de stockage considérable.
| Ressource | Usage adapté | Question de développement |
|---|---|---|
| Centrale à accumulation | Conserver de grands volumes d’énergie et programmer l’eau sur de longues périodes, y compris d’une saison à l’autre. | Quelles contraintes hydrauliques, concessionnelles, environnementales et de transport régissent l’exploitation ? |
| Pompage-turbinage | Stockage massif, forte puissance et durée de plusieurs heures. Nant de Drance passe en cinq minutes du pompage au turbinage à pleine puissance.[2] | Le besoin est-il assez important et durable pour justifier de lourds travaux de génie civil et deux réservoirs ? |
| BESS de courte durée | Réponse rapide et répétable en puissance active, gestion locale des congestions, maintien de la tension et participation au réglage lorsque raccordement et préqualification le permettent. La feuille de route de Swissgrid fixait à mi-2026 l’abaissement de 5 à 1 MW de la taille minimale des offres pour les produits tertiaires ; les produits secondaires sont prévus pour mi-2027.[4, 10] | Quel service existe à ce nœud du réseau, et quelle énergie faut-il réserver pour le fournir ? |
| Stockage de longue durée | Fournir de la puissance pendant de nombreuses heures consécutives lorsque le besoin porte sur l’énergie, et pas seulement sur la rapidité. | Quelle durée faut-il réellement ? Ofgem retient au moins huit heures pour un dispositif britannique ; le Département américain de l’énergie définit le LDES à partir de dix heures.[8, 9] |
Une étiquette technologique ne répond pas à ces questions. Diviser l’énergie par la puissance constitue le premier contrôle de durée ; le point de raccordement, la politique d’état de charge et le service visé déterminent si cette durée est utile.
En mai 2026, BKW a annoncé un accord de principe avec Swissgrid pour un BESS de 400 MW / 800 MWh prévu à Mühleberg. L’étude de faisabilité était achevée et le projet entrait en phase de conception avant la procédure fédérale d’approbation des plans. Le rapport énergie-puissance est de deux heures.[5]
En juin 2026, Alpiq a annoncé à Niedergösgen une batterie de 300 MW et de plus de 1,2 GWh, à côté de sa centrale au fil de l’eau et raccordée à un nœud important du réseau de transport. La durée déclarée dépasse quatre heures ; la mise en service est prévue en 2029.[6]
Il s’agit de communications des porteurs de projet, non de résultats d’exploitation. Elles révèlent néanmoins une logique de développement concrète : les batteries sont projetées sur des sites énergétiques et des nœuds existants, à proximité d’infrastructures qui acheminent déjà des puissances élevées. La complémentarité est donc aussi physique. Le nœud, le contexte foncier et les équipements électriques peuvent compter autant que la technologie de stockage.
La notion de « stockage d’énergie de longue durée » n’est pas universelle. Ofgem exige au moins huit heures de décharge continue à pleine puissance pour son dispositif britannique de cap and floor ; le Département américain de l’énergie retient dix heures ou davantage. Ces deux définitions décrivent une durée opérationnelle. Aucune ne rend un actif de huit ou dix heures équivalent à un réservoir qui transfère de l’énergie de l’été à l’hiver.[8, 9]
Le défi saisonnier suisse reste important. En décembre 2025, le département fédéral compétent a indiqué que l’objectif de 2 TWh de production hivernale saisonnière supplémentaire d’ici 2040 ne serait probablement pas atteint. En raison de redimensionnements, retards, suspensions et procédures ouvertes, l’OFEN estimait à environ 1,1 TWh la contribution des projets recensés.[7]
Cet écart ne démontre ni un marché pour une chimie de batterie donnée ni un objectif de capacité à convertir automatiquement en batteries. Il démontre un point plus étroit : les besoins suisses s’étendent sur plusieurs horizons temporels. BESS rapides, batteries de plusieurs heures, pompage-turbinage et réservoirs saisonniers doivent être évalués face à des besoins système différents.
« Grande batterie », « stockage de longue durée » et « stockage saisonnier » sont trois affirmations distinctes. Une description crédible précise la puissance, l’énergie utile, la durée de décharge, le point de raccordement et le rôle opérationnel.
Pour le développement ou la revue d’un projet, l’argument est plus solide lorsqu’il est formulé comme une exigence opérationnelle plutôt qu’une généralité sur la transition énergétique.
S’agit-il d’une réaction sub-seconde, d’un réglage sur quelques minutes, d’un déplacement intrajournalier, d’un événement de plusieurs jours ou d’un transfert saisonnier ?
Le point de raccordement se situe-t-il là où la congestion ou le service existe réellement ?
Quelle puissance peut être maintenue après prise en compte des pertes, limites d’exploitation et réserves d’état de charge ?
Quelle obligation prime lorsque déplacement d’énergie, réglage et instructions locales du réseau se concurrencent ?
La capacité citée est-elle en service, préqualifiée, contractualisée, autorisée, en construction ou seulement annoncée ?
La coordination avec l’hydroélectricité est-elle définie en exploitation, ou « complémentaire » n’est-il qu’un récit reliant deux actifs séparés ?
Swissgrid qualifie l’hydraulique à accumulation de première source suisse d’énergie de réglage et prévoit en même temps un rôle croissant pour les batteries. Ces deux constats sont compatibles : l’adéquation du système n’est pas une course entre deux technologies, mais un ensemble de vitesses de réponse, de durées et d’emplacements.[3]
Pour développer un BESS, la question de diligence n’est pas « La Suisse a-t-elle besoin de stockage ? », mais « Que fait cette batterie dont le système existant a besoin, à ce raccordement, pendant cette durée et selon ces règles de commande ? » La formulation est moins promotionnelle, mais bien plus utile.
Les données techniques et chiffrées ont été vérifiées le 7 septembre 2026 dans les sources publiques suivantes. Les statuts de projet reprennent les déclarations de leurs porteurs ; les citations et traductions sont signalées.
Storage plants are an important factor for power production at short notice and for the changeover of production from summer to winter.Traduction CurvatureEnergy : « Les centrales à accumulation jouent un rôle important pour la production à brève échéance et pour le transfert de la production de l’été vers l’hiver. »Située 600 mètres sous terre, entre les lacs de retenue d’Emosson et du Vieux Emosson, sa capacité de stockage est de 20 millions de kWh.
… dass die angestrebte saisonale Winterproduktion von 2 TWh bis 2040 voraussichtlich nicht erreicht wird.Traduction CurvatureEnergy : « … que l’objectif de 2 TWh de production hivernale saisonnière d’ici 2040 ne sera probablement pas atteint. »Swissgrid is lowering the minimum bid size from 5 MW to 1 MW for TRL and TRE (mid-2026).Traduction CurvatureEnergy : « Swissgrid abaisse la taille minimale des offres de 5 à 1 MW pour la puissance et l’énergie de réglage tertiaire à partir de mi-2026. »