Les batteries défient les centrales de pointe au gaz

Le plafond du solaire diurne vient de céder

Le solaire a atteint un record de 10 pour cent de l'électricité mondiale au premier semestre 2026, contre 8,9 pour cent au premier semestre 2025 et 5,6 pour cent au premier semestre 2023, selon un rapport publié le 12 août 2026 par Ember, le think tank énergétique basé à Londres, rédigé par Kostantsa Rangelova, analyste électricité mondiale chez Ember. La production solaire a progressé environ sept fois plus vite que la production électrique totale au cours de ces trois années, ce qui en fait la force la plus dynamique des systèmes électriques mondiaux.

Le problème tient à l'horaire. Un jour moyen du premier semestre 2026, le solaire a couvert plus de 25 pour cent de la demande électrique mondiale entre 11 heures et 14 heures, avant de retomber à près de zéro entre 20 heures et 5 heures; dans les marchés solaires les plus matures, la couverture de midi a dépassé 50 pour cent avant le même effondrement après le coucher du soleil. Ce schéma commence déjà à toucher les leaders eux-mêmes - les installations solaires de l'Union européenne ont reculé de 0,7 pour cent en 2025, premier repli annuel en dix ans, les midis saturés rendant moins utile l'ajout de solaire diurne supplémentaire.

Quatre marchés montrent ce qui vient après le solaire diurne

La Bulgarie, le Chili, l'Australie et la Californie ont chacun passé environ trois ans à construire assez de capacité de batteries pour faire durer la production solaire au-delà du coucher du soleil, et le rapport d'Ember les traite comme l'indicateur avancé pour tout autre réseau encore bloqué au plafond diurne. La Bulgarie et le Chili ont installé en 2025 assez de nouvelles batteries pour déplacer plus des trois quarts de leur nouvelle production solaire quotidienne vers les heures sans soleil, suivis par l'Australie à 60 pour cent; le parc bulgare est passé de presque rien en 2023 à 3 GWh en 2025, puis à 8,6 GWh en mai 2026.

La Californie montre à quoi ressemble ce basculement une fois arrivé sur le réseau : un jour moyen du premier semestre 2026, le solaire et les batteries ont couvert ensemble plus d'un quart de la demande électrique pendant la pointe du soir de 19 heures à 21 heures, contre seulement 6,8 pour cent au premier semestre 2023. Au Chili et en Bulgarie, où le solaire n'apportait presque rien le soir il y a trois ans, il couvre désormais plus de 10 pour cent et près d'un quart de la demande du soir respectivement - exactement les heures que les fournisseurs réservaient traditionnellement aux centrales de pointe au gaz.

Le plan de capacité qui ignore tout cela

La plupart des plans de capacité des fournisseurs d'électricité et des contrats d'achat d'énergie (PPA) industriels continuent de tarifer la pointe du soir comme un territoire réservé au gaz, en supposant que le solaire n'a plus rien à offrir après le coucher du soleil. Cette hypothèse était encore raisonnable en 2023, quand le solaire chilien et bulgare était lui aussi pratiquement absent le soir - elle ne l'est plus dans les marchés où le solaire soutenu par batteries a depuis pris un quart ou plus de cette même pointe.

L'économie derrière ce basculement n'a rien d'exotique. Le coût moyen mondial d'installation des batteries a chuté de 95 pour cent, passant de 2 634 dollars par kilowattheure en 2010 à seulement 140 dollars en 2025, et le coût actualisé du stockage a été rapporté autour de 65 dollars par mégawattheure pour 2025 - assez bon marché pour que 74 pour cent des batteries installées dans le monde en 2025 servent déjà à déplacer de l'énergie, contre 47 pour cent en 2020. Un gestionnaire de réseau ou un acheteur de capacité qui n'a pas encore modélisé un scénario de déplacement solaire du soir de 30 pour cent ou plus tarifie sa capacité de pointe et ses conditions de PPA contre un réseau qui n'existe déjà plus dans les marchés les plus rapides.

459 gigawattheures en un an, ce n'est pas un problème pour les années 2030

Ember prévoit 459 GWh de nouvelle capacité de batteries dans le monde en 2026, cinquante pour cent de plus que les 307 GWh ajoutés en 2025, suffisant à lui seul pour déplacer 34 pour cent de la nouvelle production solaire quotidienne vers les heures sans soleil - près du double du taux de 18 pour cent de 2025 et bien au-dessus des 4 pour cent de 2021. Il s'agit d'une moyenne mondiale construite sur les ajouts d'une seule année, pas d'une projection pour la prochaine décennie.

Les États-Unis ont ajouté 58 GWh de batteries en 2025, assez pour déplacer environ un quart du nouveau solaire, la Californie ajoutant à elle seule plus de capacité de batteries que de solaire chaque année depuis 2021. L'Union européenne, à l'inverse, n'a ajouté que 27 GWh en 2025 et n'a déplacé que 16 pour cent de son nouveau solaire - sous la moyenne mondiale -, bien que les propres scénarios des gestionnaires de réseau européens prévoient un quadruplement de la capacité de batteries installée entre 2025 et 2030.

La vraie limite, c'est la conception du marché, pas la chimie des batteries

Le chiffre mondial de 34 pour cent avancé par Ember est un plafond théorique, pas un résultat déjà livré : toutes les batteries installées ne servent pas réellement à déplacer le solaire vers le soir, et le taux d'utilisation varie énormément d'un marché à l'autre. En Chine, le plus grand marché de batteries au monde, les batteries autonomes ont fait en moyenne 299 cycles en 2025 et celles co-implantées avec des installations solaires seulement 199 - deux chiffres en dessous des quelque 350 cycles par an que peuvent atteindre les meilleures pratiques internationales, faute d'une réforme réglementaire ayant ouvert assez de sources de revenus pour que les opérateurs sollicitent davantage leurs batteries.

Cet écart est une opportunité, pas une raison d'attendre. Là où la conception du marché permet aux batteries de cumuler des revenus d'arbitrage énergétique, de services auxiliaires et de paiements de capacité, le taux d'utilisation grimpe et les chiffres de déplacement du soir observés en Bulgarie, au Chili et en Californie suivent; là où ce n'est pas le cas, les batteries restent à moitié inutilisées même si on en construit toujours plus. Pour un gestionnaire de réseau ou un acheteur industriel, la leçon des marchés leaders est que la capacité physique pour déplacer les centrales de pointe au gaz arrive au rythme de la fabrication des batteries, pas au rythme de la réforme du marché - et c'est justement cette réforme qui reste entre les mains de l'opérateur lui-même.

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