Batteries : en septembre, un mégawatt de stockage a rapporté 135 % de plus sur le marché spot

Chaque mois, la société française Storio Energy publie un observatoire des prix de l'électricité. Elle y simule ce qu'aurait gagné une batterie type de 1 MW de puissance et 2 MWh de capacité, soit deux heures de stockage, en achetant et revendant son électricité sur le marché spot day-ahead français. L'édition de septembre 2026, publiée le 30 septembre, montre un net rebond : la batterie de référence « a généré +135 % de revenus spot par rapport à septembre 2025 ». Sur les neuf premiers mois de l'année, le cumul est en hausse de 50 % par rapport à 2025 et a doublé par rapport à 2024.

Un spread de 214 €/MWh entre heures creuses et heures de pointe

Une batterie gagne de l'argent grâce à l'écart de prix entre le moment où elle se charge et celui où elle se décharge. En septembre, le prix spot moyen a atteint 143 €/MWh, contre 123 €/MWh en août et 95 €/MWh en juillet. Surtout, l'écart s'est creusé : les heures les moins chères affichaient en moyenne 23 €/MWh (souvent 0 € l'après-midi, quand la production solaire est au plus haut), et les plus chères 247 €/MWh. Ce « top-bottom spread » a donc atteint 214 €/MWh sur le mois.

Dans la simulation de Storio, la batterie s'est chargée à 73 €/MWh en moyenne et s'est déchargée à 232 €/MWh, à raison d'environ 1,5 cycle par jour. Un peu plus d'un cycle quotidien permet d'exploiter à la fois le creux de mi-journée et des écarts secondaires, ce qu'une seule décharge du soir ne permettrait pas.

Gaz sous tension et moindre disponibilité du nucléaire

L'observatoire relie cette envolée des prix à deux facteurs. Le premier est le prix du gaz, « qui se tend face aux tensions géopolitiques ». Les centrales à gaz fixent souvent le prix marginal aux heures de pointe. Le second est la disponibilité du parc de production, en baisse par rapport à septembre 2025 : -3,7 GW pour le nucléaire, -2,3 GW pour l'éolien et -1,5 GW pour l'hydraulique. Le solaire (+1,8 GW) n'a compensé qu'une partie de ce recul. Il a toutefois accentué l'effet de ciseau : beaucoup d'électricité quasi gratuite à la mi-journée, puis un système sous tension le soir.

« Le "top-bottom" spread s'établit à 142 €/MWh depuis le début de l'année, à mettre en regard d'un prix de revient d'un cycle de charge/décharge de batterie (Levelized Cost of Storage) de l'ordre de 50 €/MWh. » — Observatoire des prix de l'électricité, Storio Energy, septembre 2026

Cette comparaison est au cœur du modèle économique du stockage. Si l'écart moyen entre prix hauts et prix bas dépasse nettement le coût d'un cycle, chaque charge-décharge dégage une marge. Avec un spread annuel près de trois fois supérieur au coût actualisé du stockage, l'équation paraît favorable en 2026. Il faut toutefois rappeler qu'il s'agit d'une simulation sur le seul marché spot : elle n'inclut ni les services système, ni les frais d'accès au réseau, ni les pertes réelles d'exploitation.

Le pas de 15 minutes, un levier structurel

Ces résultats s'ajoutent à un changement de règles déjà favorable aux batteries. Depuis le 1er octobre 2025, le marché spot day-ahead français est passé d'un pas horaire à un pas de 15 minutes. Storio Energy avait alors mesuré, sur les deux premières semaines, une hausse d'environ 20 % des revenus d'une batterie de deux heures. Le pas plus fin révèle des pics et des creux de prix que la moyenne horaire masquait, et permet légèrement plus de cycles par jour.

Fondée en 2023 et basée à Paris, Storio Energy installe, exploite et finance des batteries chez des industriels gros consommateurs d'électricité, en aval du compteur. Son logiciel de pilotage arbitre en continu entre autoconsommation, marché spot et services au réseau. L'entreprise revendique d'être le premier acteur français à avoir fait certifier des batteries derrière le compteur pour la réserve secondaire (aFRR) opérée par RTE. Son observatoire mensuel est aussi un outil commercial, mais ses chiffres reposent sur des prix de marché publics et donnent un bon repère de la rentabilité du stockage en France.

Pour le système électrique, la tendance compte autant que le chiffre du mois. Plus le solaire progresse, plus les creux de mi-journée se creusent, et plus il devient intéressant de déplacer cette énergie vers le soir. Une volatilité durable pousse à installer davantage de stockage. Mais plus il y aura de batteries, plus les écarts de prix qu'elles exploitent se réduiront. Les prochains mois diront si les niveaux de septembre relèvent d'un épisode ponctuel lié au gaz et au nucléaire ou d'une nouvelle norme du marché français.