Trois annonces distinctes, publiées à quelques jours d’intervalle et déjà résumées dans notre veille du jour. Une prise de participation dans une STEP corse, une instruction de la CRE à Enedis, un pic de prix spot à 306 €/MWh. Prises séparément, elles ne veulent pas dire grand-chose. Mises bout à bout, elles racontent la même histoire : la flexibilité électrique française cesse d’être un sujet d’ingénieurs pour devenir un actif qu’on finance, qu’on régule et qu’on arbitre.
Une STEP corse, premier chantier de ce type en France depuis 1985
Le 26 mai 2026, la Commission de régulation de l’énergie a retenu Next Step Energy pour construire une station de transfert d’énergie par pompage de 12 MW à Saint-Antoine, près d’Ajaccio. Délibération n°2026-111, coût du projet estimé à 50 millions d’euros. Première STEP neuve construite en France depuis 1985. Le parc actuel, environ 5 GW, date presque entièrement des années 1970 et 1980.
L’échelle du besoin donne le vertige. RTE évalue les besoins futurs entre 20 et 30 GW de STEP supplémentaires ; la PPE3 fixe, elle, un objectif plus mesuré de 1,7 GW d’ici 2035. Entre l’ambition et la trajectoire réglementaire, l’écart reste béant. Le projet corse, combiné aux autres capacités retenues sur l’île, doit réduire de plus de 350 millions d’euros sur trente ans la charge de service public de l’énergie propre à la Corse. Un territoire non interconnecté, où chaque MW pilotable pèse plus lourd que sur le continent.
Next Step Energy, créée en 2022 à Meylan, associe l’expertise renouvelable de Tenergie à l’expérience transactionnelle d’Envinergy, présente depuis 1977. Six salariés aujourd’hui, une dizaine d’embauches prévues. Une structure légère pour un chantier d’infrastructure lourde.
Sorégies mise sur l’agrégation et le stockage hydraulique
Le 15 septembre, Sorégies a annoncé son entrée au capital de Next Step Energy, aux côtés de Tenergie et Envinergy. Montant non communiqué. Mais le signal est clair : un énergéticien régional mise sur un modèle de STEP miniaturisée, reproductible sur des sites de taille modeste, là où les grands barrages historiques ne peuvent plus être dupliqués.
Le mouvement s’inscrit dans une tendance de fond. Depuis deux ans, agrégateurs et investisseurs de taille intermédiaire cherchent à se positionner sur la flexibilité avant que les majors ne verrouillent le marché. Nous avions déjà documenté ce besoin structurel dans notre analyse sur la flexibilité du réseau français à horizon 2035 : un nucléaire stable ne suffit pas à absorber la variabilité d’un mix où les renouvelables doublent. Batteries, STEP, hydrogène : le stockage, sous toutes ses formes, doit combler l’écart.
Enedis et la CRE ouvrent un nouveau front réglementaire
Deuxième signal, presque simultané. La CRE a demandé à Enedis d’établir, avant le 1er octobre 2026, les règles techniques permettant d’écrêter à distance les installations solaires raccordées en basse tension, jusqu’à 250 kVA. Concrètement : des toitures résidentielles, des hangars agricoles, de petits sites commerciaux. Aujourd’hui hors de portée du pilotage à distance.
La mesure ne s’appliquera que dans les zones où le réseau est localement contraint, avec l’accord du producteur et une compensation en échange. Le seuil de puissance exact, les modalités de compensation et le coût des équipements restent à préciser. Un précédent existe pourtant : le programme Reflex pilote déjà la moyenne tension depuis 2021, mais n’a mobilisé en 2025 que 671 MWh sur 28 189 MWh théoriquement écrêtables, pour 48 532 euros versés. Fonctionnel, donc. Encore largement sous-utilisé aussi.
Pourquoi étendre ce pilotage vers le bas maintenant ? Parce que le seuil d’arrêt automatique des centrales photovoltaïques en cas de prix négatifs a déjà été abaissé à 1 MW cet été, resserrant l’étau sur les producteurs de taille moyenne. La logique se prolonge, mécaniquement : plus la production décentralisée grossit, plus le réseau a besoin de leviers fins pour l’absorber sans la subir.
Ce que le pic du 14 septembre révèle sur l’économie de la flexibilité
Le troisième signal tient en une journée. Le 14 septembre, le prix spot moyen de l’électricité en France a atteint 216 €/MWh, en hausse de 66,5 % sur un jour, avec un pic à 306 €/MWh à 20 heures. La moyenne glissante sur trente jours s’établissait à 136 €/MWh : une journée 59 % au-dessus de la référence récente, quatrième prix le plus élevé parmi onze pays européens suivis, derrière l’Espagne et le Portugal, restés à 177 €/MWh.
C’est exactement ce type d’écart, entre une heure creuse à 150 €/MWh et une pointe à 306 €/MWh la même journée, qui rémunère un actif de stockage capable de charger bas et de décharger haut. Notre analyse sur les prix spot de l’été 2026 montrait déjà comment la volatilité du marché avait fait basculer l’économie des batteries stationnaires. Une STEP fonctionne sur le même principe, à une échelle de temps différente : elle arbitre sur des cycles pluri-horaires plutôt que sur la minute.
Reste une question que la filière n’a pas tranchée : qui paie l’infrastructure de flexibilité, et qui empoche l’arbitrage. Le débat sur une taxe sur le stockage dans le budget 2027 montre que l’État lui-même hésite entre encourager ces investissements et y voir une nouvelle assiette fiscale.
Un marché qui se construit par petites briques
Aucune de ces trois annonces, prise isolément, ne change la donne. Une STEP de 12 MW reste modeste face aux 20 à 30 GW que RTE juge nécessaires. Un cadre réglementaire encore à écrire pour la basse tension n’est pas une politique publique aboutie. Un pic de prix sur une seule journée ne fait pas une tendance.
Mais mises bout à bout, elles dessinent un marché qui se structure, méthodiquement : du capital qui entre au tour de table d’un développeur spécialisé, un régulateur qui étend son périmètre vers les petites installations, des prix qui rappellent chaque semaine pourquoi cette flexibilité vaut la peine d’être financée. La France aura besoin de davantage de stockage pilotable, ça ne fait plus débat. Reste à savoir qui, des énergéticiens régionaux, des agrégateurs ou de l’État, en écrira les règles du jeu.
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