​Partout en Europe, les taux de capture solaire diminuent à mesure que la capacité installée augmente. En France, le ratio entre le prix de capture solaire et le prix de capture baseload positif est passé de 97 % en 2022 à 60 % en 2025.

Malgré cela, les conditions actuelles des appels d’offres n’ont pas rendu l’hybridation économiquement attractive, et le taux de capture des actifs attribués est en baisse.

Le régulateur français de l’énergie (CRE) a récemment publié une consultation proposant de revoir le mécanisme de contrat pour différence (CfD) pour les actifs solaires attribués à partir de 2027. Le nouveau cadre proposé vise à encourager directement l’installation de batteries sur les projets solaires.

Les nouveaux appels d’offres devraient permettre de charger les batteries avec le PV pendant les heures à prix négatif

Selon les règles actuelles, une centrale PV doit arrêter sa production durant les heures à prix négatif pour percevoir une compensation.

Le système actuel empêche une batterie sur site d’être chargée par le PV pendant ces heures, car le régulateur considère tout flux d’énergie comme de la production.

​Le nouveau cadre remplacerait la notion de « non-production » par celle de « non-injection ». Les exportations vers le réseau restent interdites, 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 qui suit séparément les flux d’énergie au niveau du champ PV, de la batterie et du point de raccordement au réseau. Seule la charge de la batterie depuis le PV serait éligible à la prime.

La nouvelle structure CfD proposée transfère le risque de cannibalisation solaire au développeur

​Dans les appels d’offres PPE2 historiques, le complément de rémunération CfD était calculé par rapport au prix de capture solaire. Avec l’augmentation de la capacité installée, cette référence s’est décorrélée de la moyenne baseload, passant de 97 % du prix de capture baseload positif en 2022 à 60 % en 2025.

Cette baisse augmente le coût public du CfD, car l’État doit compenser un écart croissant entre le tarif garanti et une référence de marché en baisse.

La CRE propose d’indexer le CfD sur le prix de capture baseload positif. Le développeur supporte donc le manque à gagner lorsque la production solaire se concentre sur des heures à bas prix, et a un intérêt financier direct à l’éviter.

Installer une batterie sur site 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, ce qui réduit l’écart entre le taux de capture solaire et la référence baseload.

L’amélioration varie selon la région : dans le sud, la production est concentrée sur une courte période autour de midi, où la cannibalisation est la plus forte, tandis que dans le nord, la génération s’étale sur un profil estival plus aplati.

Les nouvelles formules de compensation pourraient réduire drastiquement les heures négatives non compensées 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, en forte hausse par rapport aux années précédentes. Elles se concentrent au printemps et en été, lorsque la production solaire est maximale.

Le schéma est prévisible : les prix négatifs se concentrent entre 10h et 16h de mars à septembre, précisément lorsque les centrales PV produisent le plus. Avec l’arrivée de nouvelles capacités, ces heures vont se multiplier.

​Actuellement, les centrales PV doivent réduire leur production lors des heures à prix négatif pour bénéficier de la prime Pneg. L’État compense la production réduite à hauteur de 50 % de Pmax par heure, plafonnée à 1 600 heures moins les heures annuelles en pleine charge (FLH) du projet.

Un projet générant 1 300 FLH peut donc obtenir une compensation pour au maximum 300 heures négatives par an. À mesure que ces heures se multiplient, une part croissante sort du 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 plutôt qu’en réduisant, ce qui réduit quasi à zéro l’exposition non compensée.
• Option 2 : divise par deux le taux de compensation à 25 % de Pmax et maintient une période de franchise. Cela élargit l’écart non compensé pour tous les projets et offre la protection la plus faible contre le risque de prix négatifs.
• Option 3 : conserve le taux de 50 % de Pmax mais fixe une franchise annuelle de 300 heures non compensées, s’appliquant uniquement entre 8h et 20h.

Le simulateur ci-dessous estime le nombre d’heures à prix négatif non compensées selon le rendement solaire du projet, la taille de la batterie et le volume d’heures négatives envisagé.

​L’expérience allemande suggère une convergence rapide des prix entre anciens et nouveaux appels d’offres

​L’Innovationsausschreibung allemande impose depuis 2022 le stockage sur site. La logique est la même qu’en France : la batterie absorbe les heures à bas prix et décale la production vers les périodes les plus rémunératrices.

​Les premiers appels d’offres hybrides allemands étaient souscrits, avec des prix attribués à 83 €/MWh. Avec la concurrence, les prix ont chuté à 53 €/MWh en deux ans, rejoignant les enchères EEG PV seules autour de 50 €/MWh.

La prime pour le stockage sur site s’est réduite à mesure que les développeurs sont entrés sur le marché et ont appris à valoriser le décalage de l’énergie.

​Les deux cadres diffèrent sur plusieurs points. L’Allemagne interdit la charge sur le réseau et impose un ratio batterie minimal de 25 % avec une exigence de décharge de 2 heures. La France n’impose pas de ratio et autorise la charge sur le réseau.

Cela donne aux développeurs français plus de leviers pour valoriser la batterie, mais aussi plus de paramètres à optimiser. Dans les récents appels d’offres solaires CRE, le prix moyen attribué était de 79 €/MWh.

Le nouveau plafond hybride à 95 €/MWh offre une marge pour l’investissement batterie. Cette marge se réduira à mesure que les développeurs apprendront à dimensionner et exploiter les systèmes hybrides plus efficacement.

Les IPP solaires doivent modéliser les configurations hybrides avant l’ouverture du premier appel d’offres

La date limite de réponse à la consultation est fixée au 30 avril 2026, et le premier appel d’offres hybride pourrait ouvrir fin 2026 ou début 2027.

Les IPP solaires doivent d’ores et déjà modéliser l’impact sur leurs revenus de chaque formule de compensation, tester comment la contrainte d’injection influe sur le dimensionnement optimal de la batterie selon l’ensoleillement, et adapter leur stratégie de permis pour les configurations hybrides.

Les développeurs ayant réalisé ce travail de conception avant l’ouverture du premier appel d’offres seront les mieux placés pour soumissionner de façon compétitive.