Des foyers britanniques et australiens tirent des revenus de l’électricité stockée dans leurs batteries en profitant des écarts de prix sur les marchés de gros, selon des cas documentés par un reportage. Ces montages reposent sur des offres à tarification dynamique, où le prix du kilowattheure varie par tranches de 30 minutes, et sur des logiciels qui décident automatiquement des moments d’achat et de revente.
En France, ce modèle reste difficile à reproduire : les offres dynamiques sont marginales et l’échéance imposant aux grands fournisseurs d’en proposer une a été repoussée. Le gain accessible aux particuliers français provient aujourd’hui davantage de l’autoconsommation que de la spéculation sur le réseau.
Un arbitrage entre bas et hauts prix
Le principe consiste à acheter l’électricité lorsque son prix est bas, à la stocker dans une batterie, puis à la revendre au réseau quand les prix remontent. Dans le cas d’Andrew Austin, propriétaire de 34 ans installé dans le Shropshire, une batterie domestique de 200 kWh rechargée en journée avec de l’électricité bon marché s’est déchargée sur le réseau entre 16 h et 21 h, pour un gain d’environ 70 euros en cinq heures. Un ordinateur télécharge les prix publiés chaque jour à 16 h par son fournisseur, découpés en tranches de 30 minutes, puis achète ou vend sans intervention humaine. Sur l’année, cette stratégie lui rapporte en moyenne 465 euros par mois l’été et 350 euros l’hiver.
La capacité de sa batterie, 200 kWh, sort toutefois de l’ordinaire : elle représente deux fois celle d’une Tesla Model S, alors que la plupart des batteries résidentielles tournent autour de 10 kWh. C’est précisément cette capacité qui permet de stocker et de revendre autant d’énergie en une soirée, ce qui rend ses gains difficilement transposables à un foyer moyen.
Trois conditions pour que le mécanisme fonctionne
Le premier ingrédient est un foyer électrifié, équipé de solaire, d’une batterie ou d’une voiture électrique. Le deuxième est la volatilité des prix : sur une même journée, le prix de gros peut varier d’un facteur dix et passer sous la barre de zéro lors des pics de production solaire ou éolienne. Le troisième est un régulateur qui autorise une tarification dynamique à l’échelle du domicile. Seuls l’Australie, la plupart des pays européens et quelques États américains permettent aujourd’hui aux particuliers de vendre au prix qui change toutes les heures ou toutes les demi-heures.
Pour suivre ces micro-arbitrages, l’automatisation est nécessaire. Aaron Wilkes, conducteur de train de 36 ans installé dans le Kent, n’a aucune formation en programmation. Il a demandé à ChatGPT, puis confié à Codex, la plateforme de codage d’OpenAI, l’accès aux comptes de ses appareils, dont ses deux Tesla. À partir de consignes simples sur la température souhaitée et ses horaires de travail, l’IA récupère les prix du fournisseur et décide du meilleur moment pour recharger la voiture ou vider la batterie, via le logiciel open source Home Assistant. Ses reventes lui servent surtout à effacer sa facture, avec des paiements pour l’export souvent inférieurs à 12 euros par mois.
Mark Purcell, ingénieur électricien de 59 ans dans le Queensland, a opté pour un Raspberry Pi programmé pour acheter et revendre via son fournisseur. Certaines nuits, les prix montaient tellement que la machine vidait ses batteries et lui faisait gagner jusqu’à 125 euros pendant son sommeil, alors que sa facture avait grimpé jusqu’à 620 euros par trimestre.
Limites et incidents
Ces montages ne sont pas sans risque. Chez Wilkes, l’IA a perdu l’accès à la voiture et a continué de la charger en pleine pointe tarifaire, une erreur coûteuse limitée par le plafond du fournisseur fixé autour de 1,16 euro le kWh. Mal réglée, la stratégie peut donc exposer à des prix très élevés au pire moment.
Une autre voie consiste à raccorder sa batterie à une centrale électrique virtuelle. Greg Robinson, retraité de 65 ans près de Phoenix en Arizona, a connecté la sienne à un dispositif monté par FranklinWH et un fournisseur local : il met une partie de sa capacité à disposition du réseau, qui la sollicite en cas de tension. Il a touché environ 910 euros en décembre pour son inscription et une première mise à disposition, en échange d’une perte de contrôle sur les moments où il gagne de l’argent. Tesla propose le même type de dispositif, mais uniquement au Texas pour le moment.
Ce qui est confirmé et ce qui reste ouvert
En France, la tarification dynamique demeure marginale. Après une première vague en 2021, la plupart des offres ont disparu avec la crise de l’énergie, et seuls deux petits fournisseurs, Sobry et Frank Énergie, en proposent aujourd’hui. L’obligation faite aux fournisseurs de plus de 200 000 clients d’en commercialiser une offre a vu son échéance repoussée à mi-2027, la CRE ayant prolongé le régime transitoire en juin 2026. Quelques offres récompensant la flexibilité émergent, calquées sur la logique Tempo, et il existe désormais des contrats où l’on peut être payé pour consommer aux heures de surproduction.
Le contexte matériel français pousse par ailleurs à la batterie. Les tarifs de rachat du surplus solaire résidentiel sont passés de 12,7 à 1,1 centimes le kWh, ce qui réduit l’intérêt de revendre au réseau et favorise l’autoconsommation avec stockage. Des offres avancent jusqu’à 625 euros d’économies par an, un chiffre qui relève d’estimations commerciales et non de performances mesurées.
Reste une inconnue de taille : la date à laquelle la tarification dynamique sera réellement généralisée en France, une obligation que la réglementation européenne prévoit déjà sans qu’un calendrier définitif soit arrêté. Les traders domestiques à la manière britannique devront attendre cette échéance.