Le régulateur français revoit son appel d'offres solaire pour encourager la co-localisation de batteries
Le régulateur français revoit son appel d'offres solaire pour encourager la co-localisation de batteries
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.
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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 continue de baisser.
Le régulateur français de l’énergie (CRE) a récemment publié une consultation proposant de réformer le contrat pour différence (CfD) pour les actifs solaires attribués à partir de 2027. Ce nouveau cadre inciterait directement à la co-localisation de batteries avec les projets solaires.
Les nouveaux appels d’offres solaires devraient permettre de charger les batteries co-localisées en heures de prix négatifs
Selon les règles actuelles, une centrale PV doit arrêter sa production pendant les heures de prix négatifs pour recevoir une compensation.
Le système actuel empêche une batterie co-localisée de se charger à partir du PV durant 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 ». Les exportations vers le réseau restent interdites, mais le PV peut désormais alimenter directement la batterie. Celle-ci sera ensuite déchargée lorsque les prix redeviennent 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 réseau. Seuls les chargements PV-vers-batterie ouvriraient droit à la prime.
La nouvelle structure de CfD transférerait le risque de cannibalisation solaire au développeur
Dans les appels d’offres solaires PPE2 précédents, le complément de CfD était calculé par rapport au prix de captation solaire. Avec l’augmentation de la capacité installée, cette référence s’est décorrélée de la moyenne baseload, passant de 97 % du prix de base positif en 2022 à 60 % en 2025.
Ce recul augmente le coût public du CfD, car l’État doit compenser l’écart croissant entre le tarif garanti et une référence de marché qui se réduit.
La CRE propose d’indexer le CfD sur le prix de base positif à la place. Le développeur supporte alors le manque à gagner lorsque la production solaire se concentre sur les heures à bas prix, et a un intérêt financier direct à l’éviter.
Co-localiser une batterie est le moyen le plus direct d’y parvenir, en décalant la production du midi surabondant vers les périodes du soir à plus forte valeur, ce qui réduit l’écart entre le taux de captation solaire et la référence baseload.
L’amélioration varie selon la région : les sites du sud concentrent la production sur une fenêtre méridienne étroite, où la cannibalisation est la plus forte, tandis que les sites 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 sont devenus un problème structurel croissant pour les producteurs solaires français. En 2025, la France a enregistré 513 heures de prix négatifs, en forte hausse par rapport aux années précédentes. Elles se concentrent au printemps et en été, lorsque la production solaire est à son maximum.
Le schéma est prévisible : les prix négatifs se concentrent entre 10h et 16h de mars à septembre, justement 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 réduire leur production pendant les heures de prix négatifs pour recevoir la prime Pneg. L’État compense la production réduite à hauteur de 50 % de Pmax par heure, plafonnée à 1 600 moins les heures annuelles en pleine charge (FLH) du projet.
Un projet générant 1 300 FLH peut prétendre à une compensation pour au maximum 300 heures de prix négatifs 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 de 2 heures par jour. La compensation reste à 50 % de Pmax. Les projets hybrides peuvent absorber ces heures de franchise en chargeant la batterie au lieu de réduire la production, ce qui réduit quasiment à zéro l’exposition non indemnisée.
- Option 2 : divise par deux le taux de compensation à 25 % de Pmax et maintient une période de franchise. Cela élargit l’écart non indemnisé 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 indemnisées, applicable uniquement entre 8h et 20h.
Le simulateur ci-dessous estime le nombre d’heures de prix négatifs non indemnisées selon la production solaire du projet, la taille de la batterie et le volume supposé d’heures négatives.
Méthodologie
Simulation : Nous simulons 1 MW de PV pour chaque heure de 2025, en utilisant la distribution des prix négatifs day-ahead EPEX Spot d’ENTSO-E (France). La forme horaire de la distribution est fixée à partir des données 2025 ; le curseur « Heures de prix négatifs » ajuste le volume total tout en conservant cette forme. Le profil PV suit une courbe gaussienne centrée sur le midi solaire, calibrée au rendement sélectionné. Le BESS 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 compense un montant forfaitaire 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 réduite, 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, la compensation couvrant alors un peu moins de 100 %. Pour l’option 2, le facteur réduit (25 % × Pmax) couvre environ 50 % de la production réelle.
Heures résiduelles non indemnisées 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, quand les prix négatifs arrivent tôt et que la batterie n’a pas été totalement déchargée la veille. Un algorithme d’optimisation anticipant les prix négatifs 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 la co-localisation du stockage depuis 2022. La logique de base rejoint 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 débutant à 83 €/MWh. À mesure que la concurrence s’est intensifiée, les prix sont tombés à 53 €/MWh en deux ans, convergeant avec 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 depuis le réseau et impose un ratio batterie minimum de 25 % avec une exigence de décharge de 2 heures. La France n’impose pas de ratio et autorise la charge réseau.
Cela offre aux développeurs français plus de leviers pour valoriser la batterie, mais aussi plus de variables 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 donne une marge pour l’investissement batterie. Cette marge se réduira à mesure que les développeurs apprendront à dimensionner et piloter les systèmes hybrides plus efficacement.
Les producteurs solaires doivent modéliser les configurations hybrides avant le 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 producteurs solaires doivent dès à présent modéliser l’impact des différentes formules de compensation sur leurs revenus, tester comment la contrainte d’injection influence le dimensionnement optimal de la batterie selon l’ensoleillement, et adapter leur stratégie d’autorisations pour les configurations co-localisées.
Les développeurs ayant finalisé ces études avant l’ouverture du premier appel d’offres seront les mieux placés pour soumissionner de façon compétitive.
