Stockage d'énergie : l'Italie relève le plafond Macse à 27 000 €/MWh, le prix de la flexibilité

**En relevant de près d'un quart le plafond de prime de son enchère de stockage, le régulateur italien reconnaît implicitement que la flexibilité physique du réseau coûte plus cher que prévu. En parallèle, la recherche sur le stockage par air comprimé montre que le rendement dépend autant de la manière d'opérer que des capacités installées.**

La flexibilité, nouvelle variable stratégique des marchés électriques

Les marchés de l'électricité reposent sur deux réalités. La première est celle des prix, qui fluctuent d'une heure à l'autre et creusent des écarts, les spreads, entre périodes d'abondance et de rareté. La seconde est physique : la capacité réelle d'un système à stocker l'énergie quand elle est excédentaire et à la restituer quand elle manque. Plus les renouvelables intermittentes pèsent dans le mix, plus ces deux dimensions sont liées. Le stockage devient le point de jonction entre le signal de prix et la disponibilité effective.

La décision prise en Italie le 24 septembre 2026 éclaire ce lien. Par sa résolution 332/2026, un document de onze pages, l'autorité de régulation de l'énergie, Arera, a fixé les paramètres de la prochaine enchère Macse, le mécanisme national d'approvisionnement en capacités de stockage. Le plafond de prime passe de 22 000 à 27 000 euros par MWh, soit une hausse de 5 000 euros, près de 23 %. L'enchère porte sur une année de livraison 2029.

Un swap entre spreads de marché et revenu garanti

La logique du mécanisme

Le fonctionnement de Macse aide à comprendre la portée de cette révision. Une offre soumise à l'enchère revient à fixer le prix d'un échange financier : l'opérateur reçoit une prime fixe pendant quinze ans. En contrepartie, il renonce aux revenus commerciaux que sa batterie aurait tirés de la capacité engagée dans le dispositif.

Ces revenus viennent pour l'essentiel de l'arbitrage, c'est-à-dire de la capacité à acheter ou à stocker l'électricité quand elle est bon marché, puis à la restituer quand elle est chère. Autrement dit, les spreads. Macse transforme une exposition volatile aux écarts de prix en une rente contractuelle et prévisible. L'État achète la disponibilité physique du stockage et récupère en échange la valeur de marché qui lui est associée.

Ce que dit le relèvement du plafond

Relever le plafond, c'est accepter de payer plus cher cette assurance. Plusieurs lectures sont possibles, sans qu'aucune ne soit tranchée par les éléments disponibles. La première porte sur les coûts : ceux du financement, des équipements ou du raccordement ont pu rendre l'ancien plafond insuffisant pour attirer assez d'offres. La seconde tient à une réévaluation de l'arbitrage. Si les porteurs de projets anticipent des spreads plus larges ou plus fréquents à l'horizon 2029, les revenus auxquels ils renoncent prennent de la valeur. La compensation exigée augmente alors mécaniquement.

Dans les deux cas, la conclusion est la même : le prix de la flexibilité est orienté à la hausse. Pour un régulateur, le plafond de prime traduit sa propension à payer pour garantir la disponibilité physique future du système. Le relever de près d'un quart envoie un signal clair sur la rareté perçue de cette ressource.

Du signal-prix à l'indicateur physique

L'angle de la corrélation entre cours de référence et disponibilité physique trouve ici une illustration concrète. Sur les marchés du gaz ou du pétrole, les niveaux de stocks régionaux servent classiquement d'indicateur avancé : des réserves basses annoncent des tensions sur les prix et un élargissement des écarts entre zones ou entre échéances. Dans l'électricité, le stockage joue un rôle comparable. Mais il se construit par des décisions d'investissement pluriannuelles, et non par des injections saisonnières.

C'est là que des mécanismes comme Macse deviennent structurants. En sécurisant des capacités de stockage sur quinze ans, ils fixent à l'avance une partie de la disponibilité physique du réseau. Ils peuvent aussi contribuer, à terme, à écrêter les spreads dont les batteries tirent leur valeur. Le paradoxe est connu des analystes : plus le stockage se développe, plus il comprime les écarts qui le rendent rentable sur une base purement marchande. Une prime fixe de long terme permet de sortir de ce cercle, au prix d'un transfert de risque vers la collectivité.

Au-delà des batteries : l'enjeu du rendement physique

L'air comprimé, un stockage longue durée

La question de la disponibilité ne se limite pas aux batteries. Des travaux menés par une équipe de l'Université de technologie du Hunan, en Chine, portent sur le stockage d'énergie par air comprimé (CAES) en cavités souterraines. Les chercheurs ont étudié comment différentes stratégies d'injection d'air modifient le comportement thermodynamique et la performance de stockage de ces cavités.

L'étude intègre deux phénomènes souvent simplifiés. D'une part, les transferts de chaleur lors du transport de l'air dans le puits. D'autre part, les échanges thermiques entre la cavité et la roche environnante. Principal enseignement : une hausse des débits d'injection améliore l'efficacité du stockage.

Pourquoi c'est stratégique

Ce résultat technique a une portée économique. La valeur d'un actif de stockage face aux spreads dépend de la quantité d'énergie stockée, mais aussi de la part effectivement restituée. Chaque gain de rendement améliore l'économie de l'arbitrage et réduit le niveau de soutien public nécessaire pour rendre un projet viable. Dans un environnement où les plafonds de prime montent, l'optimisation opérationnelle devient un levier de compétitivité à part entière.

Le CAES reste par ailleurs une technologie de stockage massif et de longue durée, complémentaire des batteries. Pour les systèmes électriques confrontés à des déséquilibres de plusieurs jours, et non de quelques heures, ces solutions pourraient jouer un rôle analogue à celui des réserves stratégiques sur les marchés d'hydrocarbures.

Une demande sous pression, un contexte macroéconomique chargé

Cette montée en valeur de la flexibilité s'inscrit dans un contexte plus large. Les investissements annoncés dans l'intelligence artificielle atteindraient 10 300 milliards de dollars d'ici sept ans. Pour Léa Dauphas, cheffe économiste chez TAC Economics, cette révolution technologique doit être replacée dans un ensemble de facteurs qui s'auto-amplifient : rivalités stratégiques entre grandes puissances et fin des politiques monétaires conventionnelles. Pour les systèmes énergétiques, une telle vague d'investissements pose la question de la capacité des réseaux à absorber une demande nouvelle et concentrée. Elle renforce ainsi la valeur de toute ressource capable d'équilibrer l'offre et la demande en temps réel.

Ce qu'il faut surveiller

Trois points mériteront une attention particulière dans les prochains mois. D'abord, les résultats de l'enchère Macse à livraison 2029 : un prix d'équilibre proche du nouveau plafond confirmerait la tension sur le coût de la flexibilité, un prix nettement inférieur relativiserait le diagnostic. Ensuite, la diffusion éventuelle de mécanismes comparables à d'autres marchés européens, qui institutionnaliserait l'échange entre spreads volatils et revenus garantis. Enfin, la traduction industrielle des avancées sur le stockage longue durée, dont le rendement physique conditionnera la place dans le mix.

Une tendance se dégage : la disponibilité physique devient un actif que les régulateurs achètent à terme, à un prix qui monte. Les cours de référence restent le thermomètre du marché. Mais les capacités de stockage contractualisées dessinent déjà la structure des tensions à venir.

Cet article a été rédigé avec l'assistance de l'intelligence artificielle et vérifié par notre équipe éditoriale.