Une batterie installée derrière le compteur d’un site tertiaire sert d’abord à l’autoconsommation. Mais elle dort une bonne partie de l’année. L’accord annoncé le 15 septembre 2026 entre Hydro-Solar, Flexus et Solis vise précisément ces heures creuses : brancher des batteries d’entreprise sur les marchés de la flexibilité, sans que l’exploitant ait à devenir trader.
Ce que prévoit l’accord Flexus, Solis et Hydro-Solar
Le distributeur monégasque Hydro-Solar, l’agrégateur parisien Flexus et le fabricant chinois d’onduleurs Solis (Ginlong Technologies) ont lancé le pilotage agrégé d’EverCore, le système de stockage commercial et industriel de la gamme SolisStorage. Intégré à la plateforme de Flexus, il donne aux porteurs de projets un accès direct aux marchés de flexibilité et aux services énergétiques.
Le matériel, lui, reste classique. EverCore réunit onduleur, batterie et système de gestion de l’énergie dans une armoire d’extérieur IP66 : 100 ou 120 kWh avec un onduleur hybride de 50 ou 60 kW, ou 261 kWh avec 125 kW, sur cellules LFP de 314 Ah. Les modules se combinent jusqu’à 1,25 MW et 15,66 MWh. Solis annonce une bascule du réseau vers l’îlotage en moins de 10 ms.
La nouveauté est ailleurs. Selon les partenaires, les batteries sont pilotées de manière dynamique en fonction des mécanismes de valorisation disponibles, tout en respectant les besoins énergétiques du site. Autrement dit, l’algorithme arbitre en continu entre sécuriser l’usine et vendre de la flexibilité au système.
Du stockage d’autoconsommation à l’actif multi-marchés
Flexus se présente comme un opérateur de flexibilité. Sa plateforme valorise les batteries, la gestion technique des bâtiments tertiaires et certains procédés industriels (pompage, compresseurs, froid) sur plusieurs guichets :
- les marchés spot et infrajournalier, pour l’arbitrage entre heures bon marché et heures chères ;
- la réserve secondaire (aFRR), rémunérée pour corriger en temps réel les écarts de fréquence ;
- le mécanisme de capacité, qui paie la disponibilité lors des pointes hivernales ;
- l’effacement NEBEF, qui permet de vendre sur le marché une baisse de consommation.
Empiler ces revenus, c’est tout le modèle économique du stockage stationnaire. Une batterie qui ne fait que de l’autoconsommation rentabilise mal son investissement. La même batterie, agrégée, peut capter plusieurs sources de valeur dans la journée. C’est ce qui explique la forte hausse des revenus des batteries en France observée début 2026, même si ces chiffres concernent d’abord les grands BESS raccordés au réseau.
Pourquoi l’agrégateur capte la valeur
Un site tertiaire de quelques centaines de kWh ne pèse rien seul face à RTE. Il n’a ni la taille, ni les outils de prévision, ni le statut pour intervenir sur les marchés. L’agrégateur mutualise ces petits actifs et les présente comme un seul bloc. Flexus indique d’ailleurs être titulaire d’un titre de responsable de programme auprès de RTE.
« Notre mission est de permettre aux exploitants de batteries de maximiser le retour sur investissement de leurs équipements », résume Flexus, qui promet des opérations « multi-marchés et entièrement automatisées ». Côté distributeur, Gael Caussin, directeur commercial d’Hydro-Solar, parle d’une « solution globale combinant équipements, systèmes de contrôle intelligents et création de valeur ».
Le déplacement est net. Pendant des années, la valeur d’un projet de stockage tenait au prix du kWh de batterie. Désormais, elle se joue dans le logiciel de pilotage et dans l’accès aux marchés. Le fabricant vend la boîte, l’agrégateur vend le revenu. Et c’est lui qui, de fait, décide quand la batterie se charge et se décharge.
Des revenus exposés aux règles du jeu
Reste une fragilité : ces revenus dépendent de mécanismes qui bougent. La réforme du marché de capacité, avec RTE acheteur unique au 1er novembre 2026, change déjà la donne, et nous avons détaillé pourquoi les batteries y perdent leur pari sur le long terme. Les réserves comme l’aFRR ont une taille finie : plus les batteries s’y pressent, plus leur rémunération baisse. Les écarts de prix sur le spot, enfin, dépendent de la météo, du solaire et de l’état du parc nucléaire.
Pour un industriel, la question n’est donc pas seulement technique. Il faut lire le contrat d’agrégation : partage des revenus, priorité donnée aux besoins du site, engagement de disponibilité, pénalités. Le soutien public progresse (voir comment la France muscle le financement du stockage et de la flexibilité), mais il ne remplace pas un modèle de revenus solide.
Une flexibilité diffuse qui change d’échelle
Les trois partenaires disent vouloir accélérer le déploiement de solutions de stockage pilotées en France. Pris isolément, l’accord est modeste. Mais il illustre un mouvement de fond : la flexibilité ne viendra plus seulement de grands parcs de batteries ou de centrales pilotables, elle viendra aussi de milliers de sites tertiaires et industriels coordonnés par logiciel.
Si ce modèle prend, la vraie bataille se jouera entre agrégateurs, sur la qualité des algorithmes et la transparence des contrats. Et RTE devra apprendre à compter sur une flexibilité éparpillée, qui répond à des signaux de prix plutôt qu’à des ordres.
À lire aussi : la veille énergie du 28 septembre 2026, avec l’essentiel de l’actualité nucléaire, hydrogène, stockage et flexibilité.
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