Le régulateur français réforme son appel d’offres solaire pour encourager le stockage par batteries co-localisées
Le régulateur français réforme son appel d’offres solaire pour encourager le stockage par batteries co-localisées
Partout en Europe, les taux de captation solaire diminuent à mesure que la capacité installée augmente. En France, le ratio entre le prix de captation solaire et le prix de base positif est passé de 97 % en 2022 à 60 % en 2025.
Malgré cela, les conditions actuelles des appels d’offres n’ont pas rendu la co-localisation économiquement attractive, et le taux de captation des actifs attribués est en baisse.
La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a récemment publié une consultation proposant de refondre le mécanisme de contrat pour différence (CfD) pour les actifs solaires attribués à partir de 2027. Le nouveau cadre proposé vise à encourager directement la co-localisation de batteries avec les projets solaires.
Les nouveaux appels d’offres solaires devraient permettre aux centrales PV de charger les batteries co-localisées pendant les heures à prix négatif
Selon les règles actuelles, une centrale photovoltaïque doit arrêter sa production durant les heures à prix négatif pour recevoir une compensation.
Le système actuel empêche une batterie co-localisée de se charger à partir du PV pendant ces heures, car le régulateur considère tout flux d’énergie comme de la production.
Le nouveau cadre proposé remplace la notion de « non-production » par celle de « non-injection ». L’export vers le réseau reste interdit, mais le PV peut désormais alimenter directement la batterie. Celle-ci sera ensuite déchargée lorsque les prix redeviendront positifs.
Pour rendre cela applicable, la CRE propose un nouveau schéma de comptage séparant les flux d’énergie au niveau du champ PV, de la batterie et du point de raccordement au réseau. Seule la charge PV-vers-batterie sera éligible à la prime.
La nouvelle structure CfD proposée transfère le risque de cannibalisation solaire au développeur
Dans les anciens appels d’offres PPE2, le complément CfD était calculé par rapport au prix de captation solaire. Avec l’augmentation de la capacité installée, cette référence s’est décorrélée du prix moyen de base, passant de 97 % du prix de base positif en 2022 à 60 % en 2025.
Cette baisse augmente le coût public du CfD, car l’État doit compenser un écart grandissant entre le tarif garanti et une référence de marché en baisse.
La CRE propose d’indexer le CfD sur le prix de base positif à la place. Ainsi, le développeur supporte le manque à gagner lorsque la production solaire se concentre sur les heures à bas prix, ce qui l’incite directement à les éviter.
La co-localisation d’une batterie est le moyen le plus direct d’y parvenir, en déplaçant la production du midi surabondant vers les périodes du soir à plus forte valeur, réduisant ainsi l’écart entre le taux de captation solaire et la référence de base.
L’amélioration varie selon la région : les sites du sud concentrent leur production sur une courte plage autour de midi, où la cannibalisation est la plus forte, tandis que ceux du nord répartissent la génération sur un profil estival plus plat.
Les nouvelles formules de compensation pourraient réduire les heures négatives non indemnisées pour les projets hybrides
Les prix négatifs deviennent un problème structurel croissant pour les producteurs solaires français. En 2025, la France a enregistré 513 heures à prix négatif, un chiffre en forte hausse par rapport aux années précédentes. Elles se concentrent au printemps et en été, quand la production solaire culmine.
Ce schéma est prévisible : les prix négatifs se concentrent entre 10h et 16h de mars à septembre, précisément quand les centrales PV produisent le plus. Avec l’arrivée de nouvelles capacités, ces heures ne feront qu’augmenter.
Selon les règles actuelles, les centrales PV doivent limiter leur production pendant les heures à prix négatif pour percevoir la prime Pneg. L’État compense la production limitée à hauteur de 50 % de Pmax par heure, plafonnée à 1 600 moins le nombre d’heures de fonctionnement annuelles (FLH) du projet.
Un projet générant 1 300 FLH peut ainsi réclamer une compensation pour au maximum 300 heures à prix négatif par an. À mesure que ces heures se multiplient, une part croissante dépasse ce plafond et n’est plus indemnisée.
Pour donner aux producteurs les moyens de gérer ce risque, la CRE propose trois nouvelles formules :
- Option 1 (préférée par la CRE) : supprime le plafond basé sur les FLH et introduit une franchise quotidienne de 2 heures. La compensation reste à 50 % de Pmax. Les projets hybrides peuvent absorber ces heures de franchise en chargeant la batterie au lieu de limiter la production, réduisant ainsi quasiment à zéro l’exposition non compensée.
- Option 2 : réduit la compensation à 25 % de Pmax et maintient une période de franchise. Cela élargit le volume non indemnisé pour tous les projets et offre la plus faible protection face au risque de prix négatifs.
- Option 3 : maintient le taux de 50 % de Pmax mais fixe une franchise annuelle de 300 heures non compensées, applicable uniquement entre 8h et 20h.
Le simulateur ci-dessous estime le nombre d’heures négatives non compensées selon la production solaire du projet, la taille de la batterie et le volume d’heures négatives envisagé.
Méthodologie
Simulation : Nous simulons 1 MW de PV sur chaque heure de 2025, en utilisant la distribution des prix négatifs day-ahead EPEX Spot d’ENTSO-E (France). La forme de la distribution horaire est figée à partir des données 2025 ; le curseur « Heures à prix négatif » ajuste le volume total tout en préservant cette forme. Le profil PV suit une courbe gaussienne centrée sur le midi solaire, calibrée selon la production choisie. La batterie se charge à partir du PV pendant les heures négatives et se décharge au pic du soir (17h–21h).
Approximation de la compensation : La CRE indemnise à hauteur de 50 % × Pmax par heure, quelle que soit la production réelle. Comme le facteur de charge solaire moyen en journée est proche de 50 %, cela couvre environ 100 % de la production réellement limitée, conformément au tableau 7 de la CRE (note du 5 mars 2026). Les centrales avec un ratio DC/AC élevé peuvent avoir une production réelle légèrement supérieure à 50 % × Pmax, ce qui signifie que la compensation couvre un peu moins de 100 %. Pour l’option 2, le facteur réduit (25 % × Pmax) couvre environ 50 % de la production réelle.
Heures résiduelles non compensées sous l’option 1 : même avec une batterie de 2 heures, un petit nombre d’heures restent non indemnisées. Cela se produit lorsque la batterie est déjà pleine au début d’une nouvelle séquence de prix négatifs, typiquement lors d’épisodes de plusieurs jours au printemps où les prix négatifs arrivent tôt et que la batterie n’a pas été totalement déchargée la veille. Un algorithme d’optimisation anticipant les heures négatives via les prix day-ahead peut encore réduire ce résiduel.
L’expérience allemande suggère que les prix des anciens et nouveaux appels d’offres pourraient converger rapidement
L’Innovationsausschreibung allemande impose le stockage co-localisé depuis 2022. La logique est similaire à la proposition française : la batterie absorbe les heures à bas prix et décale la production vers les périodes à plus forte valeur.
Les premiers appels d’offres hybrides en Allemagne ont été souscrits, avec des prix attribués démarrant à 83 €/MWh. À mesure que la concurrence a augmenté, les prix sont tombés à 53 €/MWh en deux ans, rejoignant les enchères EEG PV seules autour de 50 €/MWh.
La prime pour le stockage co-localisé s’est réduite à mesure que les développeurs sont entrés sur le marché et ont appris à valoriser le décalage d’énergie.
Les deux cadres diffèrent sur plusieurs points. L’Allemagne interdit la charge sur réseau et impose un ratio batterie minimal de 25 % avec une exigence de 2 heures de décharge. La France n’impose pas de ratio et autorise la charge sur réseau.
Cela offre aux développeurs français plus de leviers pour valoriser la batterie, mais aussi plus de paramètres à optimiser. Lors des derniers appels d’offres CRE, le prix moyen attribué était de 79 €/MWh.
Le nouveau plafond hybride à 95 €/MWh offre un matelas pour l’investissement batterie. Ce matelas se réduira à mesure que les développeurs apprendront à dimensionner et piloter les systèmes hybrides de façon plus efficace.
Les IPP solaires doivent modéliser les configurations hybrides avant l’ouverture du premier appel d’offres
La consultation est ouverte jusqu’au 30 avril 2026, et le premier appel d’offres hybride pourrait s’ouvrir fin 2026 ou début 2027.
Les IPP solaires devraient d’ores et déjà modéliser l’impact des différentes formules de compensation sur leurs revenus, tester comment la contrainte d’injection influence le dimensionnement optimal des batteries selon l’irradiation, et adapter leur stratégie de permis pour les configurations co-localisées.
Les développeurs ayant finalisé ce travail de conception avant l’ouverture du premier appel d’offres seront les mieux placés pour soumissionner de façon compétitive.
