Les batteries européennes freinées par les règles

L’Europe sait construire des batteries de réseau en quelques mois, mais les raccorder et leur appliquer les bons tarifs prend souvent des années. Faute de cadre commun, l’Allemagne, les Pays-Bas et l’Italie testent trois réponses à la même question : qui paie l’espace rare sur le réseau électrique ?

La batterie est devenue l’un des tests les plus concrets de la transition électrique européenne. Selon une évaluation publiée en 2026 par l’European Climate Neutrality Observatory, l’extension des réseaux, le stockage et la flexibilité prennent du retard sur la croissance des renouvelables, en partie parce que chaque État membre écrit ses propres règles de raccordement et d’exploitation du stockage (ESS News).

Une batterie, deux effets possibles

Une batterie ne produit pas d’électricité. Elle la déplace dans le temps : elle se charge quand le solaire ou l’éolien produisent trop, puis se décharge quand l’offre manque. Dans un système où les renouvelables progressent plus vite que les réseaux, cette fonction devient centrale, car la production dépend de la météo et non de la demande.

Le droit européen l’a compris. La directive 2019/944 traite le stockage comme une activité distincte et impose aux États membres d’ouvrir le marché à de nouveaux acteurs dans des conditions équitables. Mais elle laisse aux régulateurs nationaux les questions les plus sensibles : comment raccorder les batteries, quels frais de réseau leur appliquer, et que faire lorsque les lignes sont saturées.

Le règlement 2024/1747 part d’un problème physique simple : les échanges de marché peuvent faire circuler plus d’électricité dans un câble qu’il ne peut en transporter. Une batterie placée derrière un excédent solaire, dans une zone congestionnée, soulage le réseau. La même batterie, si elle se charge là où le réseau est déjà sous tension parce que l’écart de prix est rentable, aggrave le goulet d’étranglement. Tout l’enjeu est là : décider si le stockage est une infrastructure climatique ou une charge supplémentaire qui consomme une capacité de réseau déjà rare.

Trois pays, trois réponses

L’Allemagne veut faire payer plus directement aux grandes batteries la capacité de réseau qu’elles réservent. La Bundesnetzagentur, le régulateur fédéral des réseaux, prépare une refonte des tarifs : à partir de 2029, les grands producteurs et les actifs de stockage seraient davantage facturés selon la capacité réservée, au lieu de laisser l’essentiel de ces coûts aux ménages (DIHK). Le raisonnement est cohérent avec le rigorisme tarifaire allemand : celui qui occupe le réseau doit en assumer le coût. Mais les investisseurs redoutent qu’un projet rentable devienne marginal. La protection éventuelle des batteries mises en service avant l’échéance reste ouverte (ZfK).

Les Pays-Bas mesurent déjà le coût de l’attente. La congestion du réseau y est telle qu’Utrecht a cessé, à partir de juillet 2026, d’accepter de nouveaux raccordements pour les logements et les petites entreprises. Les gestionnaires de réseau Liander, Enexis et Stedin ont demandé aux agrégateurs, ces entreprises qui regroupent batteries domestiques, pompes à chaleur et bornes de recharge dans un portefeuille pilotable, de fournir 255 MW de capacité flexible dans les zones saturées, soit à peu près la pointe de consommation d’une petite ville (Entra, NextEnergy).

Les ménages et entreprises qui accepteraient de laisser piloter à distance leurs batteries ou leurs bornes de recharge toucheraient 60 à 120 euros par kilowatt et par an, financés par les tarifs de réseau payés par l’ensemble des usagers (Solar Magazine). La leçon néerlandaise est nette : une batterie placée au bon nœud du réseau mérite d’être rémunérée. La même batterie ailleurs ne résout rien.

L’Italie construit un modèle hybride. Son nouveau cadre pour les énergies renouvelables intègre le stockage dans les règles de raccordement et demande au régulateur ARERA d’allouer la capacité de réseau de manière plus transparente (biblus.acca.it). En parallèle, une réforme du dispatching ouvre les services d’équilibrage et de flexibilité aux batteries, à la production distribuée et aux véhicules électriques (trilance.com). Une partie du stockage gagne donc de l’argent en arbitrant les écarts de prix. Une autre est traitée comme une infrastructure planifiée du système électrique.

Qui paie l’erreur

Les investisseurs dans le stockage gagnent lorsque les règles sont claires et l’accès au marché large. Ils perdent lorsque les files d’attente de raccordement, les doubles frais de réseau et l’incertitude réglementaire bloquent le capital. Les gestionnaires de réseau obtiennent davantage de leviers de pilotage, mais subissent aussi la pression d’investir plus vite. Les producteurs renouvelables profitent du stockage s’il absorbe leurs excédents au lieu de les contraindre à arrêter leurs turbines ou leurs panneaux.

Pour les ménages, tout dépend de la conception tarifaire. Si le stockage réduit les pics de prix et limite les coûts liés aux effacements de production renouvelable, la facture peut baisser indirectement. Si les tarifs de réseau augmentent pour financer des batteries mal placées, ce sont les consommateurs qui paient.

Le droit européen affirme que les tarifs de réseau doivent être équitables envers le stockage et refléter les coûts réels (directive 2024/1711). Mais l’Union laisse aux régulateurs nationaux le détail des tarifs, des raccordements et de la gestion des lignes saturées. Nous avons des objectifs contraignants pour les renouvelables. Nous n’avons pas encore de règle commune équivalente pour le stockage et les réseaux. Le problème européen des batteries n’est donc plus d’abord technologique : il consiste à donner un prix juste à l’espace rare sur le réseau, afin que les batteries se chargent là où elles aident le système, et pas seulement là où les traders trouvent une marge.