En Australie, les batteries de grande capacité viennent de franchir un seuil dans le fonctionnement du réseau électrique. Selon le bilan trimestriel publié le 23 octobre 2026 par l’Australian Energy Market Operator (AEMO), elles ont assuré 8 % de la production pendant la pointe du soir, entre 16 heures et 21 heures, 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 dans le principal marché électrique australien.
Ce résultat concerne le National Electricity Market (NEM), qui couvre une grande partie de l’est et du sud du pays, et la période de juillet à septembre, correspondant à l’hiver austral. Il éclaire un changement économique autant que technique : l’électricité solaire produite en journée peut être conservée quelques heures, puis restituée lorsque les ménages rentrent chez eux et que la demande augmente.
Les batteries déplacent l’électricité solaire vers le soir
Le volume d’énergie transféré par les batteries raccordées au réseau a plus que triplé par rapport au même trimestre de 2025. D’après les données reprises dans le rapport Quarterly Energy Dynamics d’AEMO, elles ont absorbé en moyenne 13,4 GWh par jour pendant les heures diurnes et restitué environ 10,9 GWh pendant la pointe du soir. Cette restitution représente une contribution significative à la demande, alors que les batteries ne produisent pas elles-mêmes d’énergie.
Dans le même temps, les renouvelables ont atteint 44,3 % de la production trimestrielle du NEM, un record pour cette période de l’année. La production des grandes centrales solaires a augmenté de 30 % sur un an et celle de l’hydraulique de 15 %. La production électrique à partir du gaz a, elle, diminué de 34 %, à son niveau le plus bas pour un troisième trimestre depuis 2000.
Le phénomène dépasse les seules installations industrielles. Dans l’échantillon étudié par AEMO, les foyers équipés à la fois de panneaux photovoltaïques et d’une batterie ont prélevé environ 75 % d’électricité en moins sur le réseau aux heures de pointe que ceux possédant des panneaux seuls. Cette comparaison porte sur les prélèvements à ces heures, et non sur la consommation annuelle des ménages.
Des prix de gros en baisse, mais plusieurs facteurs en jeu
Le prix de gros moyen de l’électricité dans le NEM s’est établi à 63 dollars australiens par MWh au troisième trimestre, soit une baisse de 27 % sur un an et de 15 % par rapport au trimestre précédent. C’est le plus bas niveau pour un trimestre de septembre depuis 2021. Le gestionnaire attribue cette évolution à la combinaison d’une météo plus douce, d’une production solaire accrue et d’une utilisation plus importante des batteries.
Les batteries ont participé à la formation du prix de marché dans près de la moitié des intervalles de négociation, contre 18 % un an plus tôt. Ce chiffre mesure leur rôle dans la fixation du prix marginal, pas leur part dans la production totale. Le média spécialisé pv magazine souligne aussi le record ponctuel atteint en septembre, lorsque les renouvelables et le stockage ont représenté 80,4 % de l’électricité injectée sur le NEM pendant une demi-heure.
Le tableau reste contrasté : en Australie-Occidentale, sur un marché distinct, les prix de gros ont au contraire progressé de 19 % sur un an, sous l’effet notamment d’une disponibilité réduite du charbon et d’un vent moins favorable. L’expérience australienne montre donc l’importance de l’ensemble du système — production, stockage, météo et réseaux — dans la formation des prix.
Pourquoi ces résultats intéressent la France
Pour la France, l’intérêt tient à la manière dont le stockage peut rapprocher l’heure de production de l’heure de consommation. Les panneaux photovoltaïques produisent surtout en milieu de journée, tandis que les besoins peuvent être élevés le soir. Dans une note publiée en mars 2026, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) proposait justement de mieux encourager les installations solaires couplées à des batteries, afin de répondre à la multiplication des périodes de prix négatifs.
Le baromètre 2026 de RTE sur la flexibilité de consommation décrit un autre levier complémentaire : déplacer certains usages électriques vers les heures où l’offre est abondante. Les deux approches répondent à une même question, celle de l’ajustement du système électrique au fil de la journée.
Les chiffres australiens ne préjugent pas des économies réalisables sur les factures françaises, qui dépendent aussi des contrats, des taxes et des coûts de réseau. Ils apportent en revanche une observation récente et chiffrée : à une échelle nationale importante, des batteries suffisamment déployées peuvent désormais concurrencer les centrales à gaz sur les heures de pointe et influencer directement les prix de gros.
