À partir d’août 2026, la France lancera un tarif d’acheminement localisé qui récompense les batteries pour leur soutien au réseau lors des périodes de tension. Ce nouveau dispositif varie selon la localisation et reste optionnel pour les propriétaires d’actifs.

Free guide from Modo EnergyPutting AI to work in energy investment and asset managementTurning France market analysis into a repeatable process? A practical playbook for using AI tools across your energy investment and operations teams, featuring tangible, timesaving tips and tricks you can put to use immediately.Download the guide →

Cet article décrit le fonctionnement du mécanisme, identifie les nœuds éligibles et explique ses implications pour les développeurs et investisseurs dans le stockage.

Pour plus d’informations, contactez timothee@modoenergy.com.

Points clés à retenir

• Les batteries sont rémunérées en atténuant les tensions locales sur le réseau.
• Recharge à la mi-journée dans les régions à forte production solaire (sud et ouest).
• Décharge pendant les pics hivernaux dans les zones à forte demande (nord et est).
• Il s’agit d’un dispositif optionnel qui remplace le tarif d’acheminement standard par un tarif localisé sur des plages horaires définies.
• Démarrage en août 2026, avec un engagement minimum de 12 mois après souscription.
• Le régulateur a fixé les nœuds jusqu’en 2030 et les actualisera selon l’évolution de la congestion du réseau. Les investisseurs doivent considérer ce surcroît de revenus comme un avantage sur cinq ans, non comme une base permanente.

​Valoriser les batteries là où le soutien réseau est crucial

TURPE 7 (Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Électricité) est le tarif réglementé d’acheminement en France. Il finance RTE, le gestionnaire de transport, et Enedis, le principal gestionnaire de distribution.

Mis en place en 2025, TURPE 7 remplace le précédent dispositif. Il ajoute une composante localisée optionnelle qui incite les batteries à fonctionner là où le réseau est sous pression.

Les batteries raccordées à la distribution reçoivent le signal le plus fort, avec des bonus pouvant atteindre 69 €/MWh pour la recharge dans les zones solaires et des pénalités jusqu’à 76 €/MWh pour la décharge. La réglementation précise que les batteries ne peuvent pas percevoir plus de bonus qu’elles ne paient de frais de réseau sur l’année.

Pour une batterie de deux heures cyclant chaque jour pendant la fenêtre d’injection estivale, le gain est d’environ 8 000 à 12 000 € par MW et par an sur le réseau de distribution et 4 000 à 7 000 € par MW et par an sur le transport.​

Dans les zones de consommation hivernale, le gain est plus faible. Pour une injection de batterie de deux heures pendant les pics de semaine en hiver, le tarif optionnel ajoute 2 000 à 4 000 € par MW et par an sur la distribution et 1 000 à 2 000 € par MW et par an sur le transport.

​Les batteries co-localisées pouvant importer de l’électricité du réseau sont éligibles au nouveau tarif. Celles limitées à l’autoconsommation solaire, comme les systèmes couplés en courant continu, ne le sont pas.

​Quand le tarif réseau transforme la localisation en valeur

Le régulateur français de l’énergie, la CRE, en collaboration avec RTE et Enedis, a identifié des points de raccordement où la situation locale du réseau justifie des incitations localisées.

Chaque point a été classé selon le principal facteur de contrainte locale. La CRE a défini deux catégories :

• Points d’injection, où la production solaire prédomine et peut saturer le réseau autour de midi.
• Points de consommation, où la forte demande engendre une congestion lors des pics du soir et de l’hiver

Les points d’injection se concentrent dans la moitié sud de la France, où la production solaire est la plus forte. Les points de consommation se trouvent principalement dans les régions industrielles ou densément peuplées du nord et de l’est, où les pics de demande du soir mettent le réseau sous tension.

​​Seuls les actifs raccordés à ces points désignés sont éligibles au tarif optionnel.

Les classifications sont fixées jusqu’en 2030. Les nouveaux postes créés avant cette date hériteront du statut du point de raccordement le plus proche.

​Transformer le bon moment en revenu

Le dispositif optionnel ajuste les tarifs d’acheminement sur des plages horaires précises. Il crée des incitations prévisibles pour savoir quand les batteries doivent se charger ou se décharger.

​Les batteries situées sur des points d’injection solaire gagnent en se rechargeant lors des pics solaires de la mi-journée.

Entre avril et octobre chaque année, les tarifs d’acheminement passent sous zéro de 12h à 16h. Cela permet aux batteries de capter une énergie solaire à faible coût tout en soulageant le réseau.

Par exemple, entre avril et octobre, les prix moyens day-ahead étaient de 2,54 €/MWh à 14h. Avec le bonus TURPE 7 appliqué, le coût effectif de recharge tombe à -16,46 €/MWh.

​Dans les régions à forte demande, l’incitation tarifaire s’inverse.

Les batteries sont récompensées pour injecter de l’électricité sur le réseau lors des pics hivernaux, en semaine, entre décembre et février, de 9h à 11h et de 18h à 20h.

Ces horaires ciblent les périodes de consommation maximale, lorsque le réseau est le plus sollicité. Pour les batteries opérant sur ces plages, le tarif réseau peut devenir une source directe de revenus.

​En dehors de ces fenêtres horaires, le tarif TURPE 7 standard s’applique. Les horaires sont fixés et resteront inchangés pour toute la période 2026-2030.

​Une première étape vers un tarif réseau plus intelligent

​Le tarif d’acheminement localisé marque une première étape vers une tarification plus intelligente et fondée sur la flexibilité.

Le régulateur français de l’énergie a demandé à RTE et Enedis de préparer la prochaine période tarifaire, TURPE 8, attendue pour 2029 et qui devrait intégrer un mécanisme de tarification plus dynamique.

D’autres pays, dont l’Allemagne, étudient des réformes similaires pour mieux valoriser la flexibilité locale.