Stockage : un mois d'août record pour les batteries sur le marché spot français

Chaque mois, l'observatoire « combien rapporte 1 MW » de GreenUnivers, alimenté par les simulations de Storio Energy et de l'agrégateur StackEase, modélise ce qu'aurait gagné une batterie de référence de 1 MW / 2 MWh en se contentant d'acheter et de revendre de l'électricité sur le marché de gros du lendemain (day-ahead). Le principe est simple : la batterie se charge quand l'électricité est abondante et bon marché, puis la restitue au réseau lorsque les prix grimpent. L'écart entre les deux, le « spread », constitue sa recette. En août 2026, cet écart a atteint un niveau que le marché français n'avait plus connu depuis la crise énergétique de 2022-2023.

Sur l'ensemble du mois, le prix spot moyen s'est établi autour de 123 €/MWh, contre une moyenne deux fois plus basse un an plus tôt. Plusieurs journées ont largement dépassé ce palier : le 10 août, la moyenne quotidienne sur EPEX Spot ressortait à 126 €/MWh, en hausse de plus de 34 % sur vingt-quatre heures ; le 17 août, elle culminait à 177 €/MWh, avec un pic horaire à 214 €/MWh en début de soirée. En toile de fond, le gaz européen s'échangeait autour de 70 €/MWh, son plus haut depuis fin 2022, ce qui a tiré vers le haut le prix des centrales thermiques appelées en pointe.

Nucléaire bridé, vent absent et solaire de midi : le cocktail qui creuse les prix

La tension d'août tient à la conjonction de plusieurs facteurs. Côté demande, la climatisation ajoute environ 0,7 à 1 GW de consommation par degré supplémentaire, poussant la pointe estivale vers 60 GW au lieu d'une cinquantaine en température normale. Côté offre, les limites réglementaires sur les rejets d'eau chaude dans les fleuves ont conduit à brider ou arrêter plusieurs réacteurs : mi-août, près de 15 % de la capacité nucléaire française était indisponible, dont six réacteurs totalement à l'arrêt. Le régime anticyclonique a par ailleurs privé le pays de production éolienne, tandis que la sécheresse réduisait l'apport des barrages sous le niveau de 2025.

Le solaire, lui, a joué un rôle ambivalent. En milieu de journée, entre 11 h et 15 h, les pics de production photovoltaïque ont ramené l'électricité à des prix très bas, parfois nuls. Mais dès que le soleil décline en fin d'après-midi, alors que les climatiseurs tournent encore à plein, le prix s'envole. C'est précisément cette forme de courbe, un creux profond suivi d'une flambée quelques heures plus tard, qui offre aux batteries leur meilleur terrain de jeu : plus l'écart intrajournalier est marqué, plus l'arbitrage est rentable.

Un spread capté de 155 €/MWh, près de trois fois le coût de revient

Dans la simulation d'août, la batterie de référence s'est chargée en moyenne autour de 40 €/MWh et a revendu son énergie à environ 195 €/MWh, soit un spread capturé de l'ordre de 155 €/MWh. L'observatoire souligne que ce niveau représente environ trois fois le coût actualisé du stockage (LCOS) d'une batterie lithium. À titre de comparaison, en mai 2026, la même batterie se chargeait à -8 €/MWh et revendait à 111 €/MWh, pour un spread de 119 €/MWh et environ 1,2 cycle par jour. L'été a donc non seulement maintenu la volatilité du printemps, mais rehaussé le plancher comme le plafond des prix.

Cet épisode s'inscrit dans une trajectoire ascendante sur l'année. Les revenus tirés du seul arbitrage spot progressent d'environ 20 % sur un an et ont plus que doublé depuis 2024. En intégrant l'ensemble des marchés accessibles à une batterie, le BESS Reference publié par Forsyt Energy pour un actif type de 10 MW / 20 MWh optimisé sur le day-ahead, l'intraday et les réserves de fréquence FCR et aFRR chiffrait le potentiel à 173 000 € par MW et par an en mars 2026, en hausse de 65 % par rapport à janvier.

Summer is the new winter.

Cette formule, mise en avant par l'observatoire de Storio Energy, résume le basculement en cours : l'été, longtemps période creuse pour le système électrique, devient une saison de tension comparable à l'hiver, sous l'effet conjugué du changement climatique, de la montée du solaire et des contraintes sur le nucléaire. Pour la filière du stockage, dont le pipeline de projets bat des records en France, ces chiffres renforcent le signal économique adressé aux investisseurs, même si les revenus d'arbitrage restent par nature dépendants d'une volatilité qui n'est jamais garantie d'un mois sur l'autre. Ils confirment surtout le rôle structurel des batteries dans l'intégration des énergies renouvelables : en absorbant les surplus de midi pour les restituer le soir, elles limitent l'écrêtement de production solaire et lissent les pointes que le parc pilotable peine désormais à couvrir seul.