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La capacité du réseau et la flexibilité du système deviennent des contraintes pour la croissance continue des énergies renouvelables en Europe de l'Est. Dans toute la région, la capacité renouvelable se développe plus rapidement que la flexibilité nécessaire pour l'intégrer. Les opérateurs de réseau sont confrontés à des limites pour la génération variable supplémentaire, les gouvernements soutiennent le déploiement de batteries à grande échelle, et les régulateurs créent de nouvelles règles pour le stockage et la flexibilité. Parallèlement, la pénétration croissante du solaire augmente les besoins d'équilibrage, et la résilience est devenue une considération supplémentaire dans certaines parties de la région.
La réponse prend différentes formes. En Slovaquie, l'opérateur du réseau de transport applique une limite basée sur la flexibilité à la capacité solaire et éolienne supplémentaire. La Pologne a approuvé un soutien pour 172 grands projets de batteries afin de renforcer la stabilité du réseau. La Bulgarie soutient au moins 3 GWh de nouveau stockage. L'opérateur du réseau de transport de Moldavie estime que le système électrique nécessite 246 MW de capacité d'équilibrage. L'Ukraine a mis en service 200 MW / 400 MWh de stockage distribué par batteries alors qu'elle travaille à renforcer la résilience de son système électrique.
Pour les développeurs de batteries, les EPC et les entreprises, le problème commun est de plus en plus clair. La capacité renouvelable peut croître plus vite que la capacité du système électrique à absorber, décaler et équilibrer sa production.
La flexibilité du réseau devient une condition pour la croissance future des énergies renouvelables
La Slovaquie en offre l'un des exemples les plus clairs. En juin 2025, l'opérateur du réseau de transport SEPS a libéré 170 MW supplémentaires pour de nouvelles capacités solaires et éoliennes ou leur extension, augmentant la limite appliquée du point de vue de la flexibilité du système de 747 MW à 917 MW. Ce chiffre n'est pas une limite à la capacité totale d'énergie renouvelable de la Slovaquie. Il détermine la quantité de production variable supplémentaire qui peut être connectée dans le cadre de l'évaluation de la flexibilité de SEPS.
La distinction est importante. La production solaire et éolienne varie indépendamment de la demande d'électricité. À mesure que leur part augmente, le système a besoin de plus de capacité capable de réagir lorsque la production augmente ou diminue. Les batteries peuvent absorber l'électricité pendant les périodes de production excédentaire et la restituer lorsque le système requiert une alimentation supplémentaire.
La Pologne aborde la même exigence à une échelle beaucoup plus grande. En décembre 2025, le gouvernement a approuvé un soutien pour 172 projets de batteries avec une puissance combinée de 3,9 GW et une capacité de stockage de 14,5 GWh. Deux projets supplémentaires à grande échelle à Żarnowiec et Ełk fourniront un total de 425 MW / 2 032 MWh. À Żarnowiec, un système de 263 MW / 900 MWh est en construction, dont l'achèvement est prévu pour le deuxième trimestre 2027. Le projet est conçu pour soutenir l'intégration des énergies renouvelables et l'équilibrage de la production éolienne en mer.
La Bulgarie poursuit un autre programme de déploiement à grande échelle. Son programme RESTORE soutient les systèmes de batteries connectés aux réseaux de transport et de distribution avec au moins 3 000 MWh de capacité de stockage utilisable.
La Hongrie illustre une autre conséquence de la croissance rapide du solaire. Le solaire représentait 28% de la production d'électricité en 2025, selon la Commission européenne, qui a également identifié la congestion du réseau, les files d'attente de connexion et un manque de flexibilité non fossile comme des contraintes pour le système électrique. Le déploiement de batteries s'est accéléré en 2025 et début 2026, le pays ayant augmenté ses investissements dans le stockage et la flexibilité du réseau.
Ces marchés dépassent la question de savoir si les batteries sont nécessaires. L'attention se porte désormais sur la quantité de stockage requise, où elle doit être connectée et quels services système elle peut fournir.
Le stockage fait partie de la conception du marché de l'électricité en Europe de l'Est
La Tchéquie illustre une étape différente de développement. Sa législation LEX OZE III a officiellement intégré le stockage d'électricité, l'agrégation et la flexibilité dans le marché de l'électricité. Le Plan d'action national pour la flexibilité du gouvernement, approuvé en juin 2025, établit un cadre jusqu'en 2035 pour accroître la flexibilité non fossile par le biais du stockage et de la réponse à la demande.
La Macédoine du Nord a pris une mesure similaire. Sa loi sur l'énergie de 2025 a établi le stockage comme une activité énergétique distincte et créé une base juridique pour sa participation au marché de l'électricité.
Ces changements sont importants car l'installation d'une batterie ne crée pas à elle seule un marché du stockage fonctionnel. Les batteries ont besoin de règles régissant la connexion, la charge et la décharge, l'agrégation et la participation aux marchés de l'électricité et de l'équilibrage.
La Moldavie montre ce qui se passe lorsque l'exigence devient quantifiable. En 2025, l'opérateur du réseau de transport de Moldavie a estimé que le système électrique nécessitait 246 MW de capacité d'équilibrage, dont 72 MW de réserve de restauration de fréquence automatique et 174 MW de réserve de restauration de fréquence manuelle. Selon le gouvernement, 80 MW peuvent être fournis par l'infrastructure existante, laissant une capacité supplémentaire à développer. La Moldavie associe également de nouvelles capacités renouvelables directement au stockage. En août 2026, sept projets totalisant 170 MW ont été sélectionnés dans le cadre du dernier appel d'offres éolien du pays, avec un stockage par batterie obligatoire pour chaque projet.
En Ukraine, la résilience est un moteur supplémentaire. Six installations de batteries d'une capacité combinée de 200 MW / 400 MWh sont entrées en service en septembre 2025, ajoutant un stockage distribué à un système électrique où la fiabilité et la continuité de l'approvisionnement restent des préoccupations importantes.
Les contraintes du réseau modifient l'argumentaire pour le stockage C&I et les micro-réseaux
Le déploiement régional de stockage ne se limite pas aux réseaux de transport. Les sites commerciaux et industriels ajoutent de la production solaire tout en étant confrontés à leurs propres contraintes en matière de capacité de réseau, de pics de demande et de continuité d'approvisionnement. L'électricité produite sur un toit à midi ne coïncide pas nécessairement avec les heures où une entreprise consomme le plus d'électricité. Un site peut également avoir une capacité de réseau insuffisante pour de nouveaux équipements de production, des infrastructures de recharge ou d'autres charges supplémentaires.
Une batterie C&I peut décaler la production solaire vers des heures plus tardives, augmenter l'autoconsommation et réduire les pics de demande. Les sites nécessitant une durée de stockage plus longue ont besoin d'une plus grande capacité énergétique sans nécessairement augmenter la puissance au même rythme.
Un micro-réseau résout un problème différent. Il gère la manière dont plusieurs sources d'électricité fonctionnent ensemble. Le solaire, le stockage par batterie, le réseau public et un générateur peuvent être coordonnés au sein d'un même système local. Si la capacité du réseau est insuffisante, la batterie peut compléter la connexion disponible. En cas de défaillance du réseau, un système correctement configuré peut continuer à alimenter des charges sélectionnées. Sur les sites isolés ou hors réseau, le solaire et le stockage peuvent réduire les heures de fonctionnement des générateurs de secours. La batterie stocke l'électricité. Le micro-réseau détermine comment les sources d'électricité disponibles sur le site sont utilisées.
LONGi étend son portefeuille BESS et micro-réseaux en Europe de l'Est
LONGi répond à ces différentes exigences avec trois architectures de stockage pour les applications commerciales, industrielles et d'énergie distribuée.
Le Hi-MO One MONA est conçu comme un système de stockage C&I tout-en-un de 125 kW / 261 kWh. L'unité intègre le stockage par batterie avec la conversion de puissance, la gestion de batterie, la gestion d'énergie et la gestion thermique développées par LONGi. Les applications typiques incluent l'autoconsommation PV, le décalage énergétique et la gestion des pics. Le système de contrôle intelligent des cellules de LONGi surveille les cellules individuelles pour identifier les anomalies émergentes et fournir une détection prédictive des risques.
Le Hi-MO One Pro sépare la capacité de puissance et la capacité d'énergie, permettant de configurer ses armoires de batterie de 261 kWh indépendamment de l'équipement de conversion de puissance AC. La capacité de stockage peut donc être augmentée sans ajouter de capacité de conversion de puissance au même rythme. Les configurations vont de 2 à 24 heures de stockage, permettant aux sites C&I de dimensionner le système en fonction de la puissance de sortie requise et de la quantité d'électricité à stocker.
Le OneNexus H2 combine le stockage par batterie avec le contrôle de micro-réseau dans des configurations allant de 50 kW / 104 kWh à 125 kW / 261 kWh. Son système de conversion de puissance hybride coordonne le PV, le stockage par batterie, l'alimentation du réseau et les générateurs au sein d'un système énergétique local. Le OneNexus H2 prend en charge le fonctionnement sur et hors réseau, une commutation de 10 ms entre les deux modes et le démarrage à froid. Il peut également compléter une connexion réseau contrainte avec de l'énergie de batterie lorsque la demande du site dépasse la capacité du réseau disponible.
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