Transition européenne : la flexibilité, test décisif des renouvelables
Les relevés renouvelables en Espagne et en Allemagne varient fortement. Les batteries australiennes montrent le rôle clé de la flexibilité pour l'Europe.
Des relevés européens très irréguliers
Suivre la transition énergétique suppose de regarder au-delà des moyennes. Les relevés de septembre et octobre 2026 pour la catégorie « autres renouvelables » dans deux zones européennes montrent des écarts considérables. En Espagne, la valeur enregistrée le 4 septembre n'est que de 49. Le lendemain, elle atteint 2 242, et elle culmine à 2 493 le 26 septembre. En octobre, la série retombe à 724 le 10, 648 le 13 et 402 le 15, avant de remonter à 1 629 le 17. Entre le minimum et le maximum, le rapport est d'environ un à cinquante.
La zone Allemagne-Luxembourg suit un profil comparable à une autre échelle. La série passe de 813,10 le 5 septembre à 346,02 le 12, puis à 35,98 le 19 septembre, soit un rapport d'environ un à vingt-deux. Elle se redresse ensuite à 153,18 le 26 septembre, 207,17 le 3 octobre et 221,37 le 10 octobre, puis retombe à 135,57 le 17 octobre. L'unité de ces relevés n'est pas précisée et les dates sont espacées, ce qui impose de les lire comme des instantanés. Ils illustrent néanmoins un fait : l'offre renouvelable ne suit pas la courbe de la demande.
Pourquoi cette irrégularité pose problème
Une production qui fluctue avec la météo et les saisons crée deux déséquilibres. Il y a des heures de surabondance, où les prix s'effondrent, voire deviennent négatifs, et des heures de tension, notamment le soir, quand la demande remonte alors que la production solaire s'éteint. La Commission de régulation de l'énergie française a elle-même proposé en mars 2026 de mieux encourager les installations solaires couplées à des batteries, pour répondre à la multiplication des périodes de prix négatifs. Le baromètre 2026 de RTE sur la flexibilité de consommation décrit le levier complémentaire : déplacer certains usages vers les heures où l'offre est abondante.
Le laboratoire australien : le stockage passe devant le gaz
Le bilan trimestriel publié le 23 octobre 2026 par l'Australian Energy Market Operator donne un ordre de grandeur de ce que peut produire un déploiement massif de batteries. Entre juillet et septembre, dans le National Electricity Market, elles ont fourni 8 % de la production pendant la pointe du soir, de 16 h à 21 h, contre 5,1 % pour les centrales à gaz. C'est la première fois que le stockage dépasse le gaz sur ce créneau à l'échelle d'un trimestre.
Le mécanisme est lisible dans les volumes. Les batteries ont absorbé en moyenne 13,4 GWh par jour en journée et restitué environ 10,9 GWh à la pointe, avec un volume transféré plus que triplé par rapport au même trimestre de 2025. Dans le même temps, les renouvelables ont atteint 44,3 % de la production, la production solaire des grandes centrales a progressé de 30 % et l'hydraulique de 15 %. La production à partir du gaz a reculé de 34 %, à son plus bas niveau pour un troisième trimestre depuis 2000.
L'effet sur les prix est tangible. Le prix de gros moyen s'est établi à 63 dollars australiens par MWh, en baisse de 27 % sur un an et de 15 % sur le trimestre précédent. Les batteries ont participé à la formation du prix dans près de la moitié des intervalles de négociation, contre 18 % un an plus tôt. Cet indicateur mesure leur influence sur le prix marginal, pas leur part dans la production totale. Chez les ménages, les foyers équipés de panneaux et d'une batterie ont prélevé environ 75 % d'électricité de moins sur le réseau aux heures de pointe que ceux dotés de panneaux seuls.
Ce que l'Europe met en face
Le dossier montre que les acteurs européens avancent sur plusieurs voies de flexibilité, sans que le stockage par batteries soit chiffré à l'échelle du continent. Le gestionnaire lituanien Amber Grid prévoit d'investir environ 1,34 milliard de dollars dans l'infrastructure hydrogène dans son plan 2026-2035, un montant pouvant monter à 1,7 milliard avec une connexion nationale supplémentaire. Il vise un réseau reliant six pays d'ici 2035. En France, un appel d'offres de 1,2 milliard d'euros soutient l'hydrogène industriel. L'Allemagne propose jusqu'à 30 millions d'euros par entreprise pour des projets d'hydrogène renouvelable à l'étranger. Du côté industriel, Bosch Hydrogen Energy a décroché une commande de 45 MW d'empilements d'électrolyseurs, et un projet polonais a commandé un système de 21 MW.
La demande peut aussi devenir un enjeu de flexibilité. Selon les projections associées au déploiement de robotaxis électriques en Île-de-France à partir de 2028, une flotte de 300 véhicules rechargeant simultanément à 150 kW appellerait 45 MW. Ce chiffre repose sur des hypothèses et non sur des mesures. Il rappelle que les nouveaux usages électriques devront être pilotés pour ne pas aggraver les pointes.
Les limites de la comparaison
Plusieurs réserves s'imposent. Les séries espagnole et allemande, d'unité non précisée, ne disent rien de la part des renouvelables dans le mix ni de la capacité de stockage installée en Europe. Une partie de leur volatilité peut tenir à la méthode de relevé. Le cas australien concerne un autre marché, et l'analyse dont il provient précise que ses chiffres ne préjugent pas des économies réalisables sur les factures françaises, qui dépendent des contrats, des taxes et des coûts de réseau. Le prix de gros dépend aussi de la météo : l'AEMO attribue la baisse à un temps plus doux, à la production solaire accrue et à l'usage des batteries combinés. En Australie-Occidentale, sur un marché distinct, les prix ont progressé de 19 % sur un an, notamment à cause d'une moindre disponibilité du charbon et d'un vent moins favorable. Enfin, les données d'émissions du secteur électrique présentes dans le dossier concernent en majorité des pays hors d'Europe, ce qui empêche d'en tirer un bilan carbone européen.
Ce qu'il faut suivre
On peut en tirer une conclusion limitée. La production renouvelable européenne observée dans ces relevés est très irrégulière, et le cas australien montre qu'un stockage suffisamment déployé peut déplacer la production vers les heures de pointe, concurrencer le gaz sur ce créneau et peser sur les prix de gros. Les indicateurs à surveiller en Europe sont donc la capacité de stockage installée, la fréquence des prix négatifs, la part de l'énergie restituée à la pointe du soir et l'avancement des projets hydrogène. Sans eux, la seule part des renouvelables dans la production ne dit pas si la transition tient son pari de fiabilité.
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