À partir d’août 2026, la France lancera un tarif d’acheminement localisé qui récompense les batteries soutenant le réseau lors des périodes de tension. Cette nouvelle composante varie selon la localisation et reste optionnelle pour les propriétaires d’actifs.

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

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Points clés à retenir

• Les batteries sont rémunérées lorsqu’elles atténuent les tensions locales sur le réseau.
• Recharge à la mi-journée dans les régions fortement solaires (sud et ouest).
• Décharge lors des pics hivernaux dans les régions à forte demande (nord et est).
• Il s’agit d’un dispositif optionnel qui remplace le tarif 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 mettra à jour selon l’évolution des congestions. Les investisseurs doivent considérer la survaleur comme une opportunité sur cinq ans, et non comme un niveau permanent.

​Récompenser les batteries là où le soutien au réseau est le plus utile

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

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

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

Pour une batterie de deux heures cyclant chaque jour pendant la période d’injection estivale, la survaleur s’élève à 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 réseau de transport.​

En zone de consommation hivernale, la survaleur est plus faible. Pour une batterie de deux heures injectant lors des pics en semaine, le tarif localisé ajoute 2 000 à 4 000 € par MW et par an sur le réseau de 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 sont pas éligibles.

​Quand le tarif d’acheminement transforme la localisation en valeur

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

Chaque point a été classé en fonction du principal facteur de contrainte locale. La CRE a défini deux catégories :

• Points d’injection, où la production solaire domine et peut saturer le réseau autour de midi.
• Points de soutirage, où la forte demande provoque des congestions 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 soutirage 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 figées jusqu’en 2030. Les nouveaux postes sources construits avant cette date hériteront du statut du point de connexion le plus proche.

​Transformer le bon timing en revenus

Le dispositif optionnel ajuste le tarif d’acheminement sur des plages horaires spécifiques. Il crée des incitations prévisibles pour déterminer quand les batteries doivent se charger ou se décharger.

​Les batteries situées sur des points d’injection solaire sont rémunérées lorsqu’elles se rechargent pendant les pics solaires de la mi-journée.

D’avril à octobre chaque année, le tarif d’acheminement passe sous zéro de 12h à 16h. Cela permet aux batteries de capter l’énergie solaire à bas coût tout en soulageant le réseau.

Par exemple, entre avril et octobre, le prix moyen day-ahead était de 2,54 €/MWh à 14h. Avec le bonus TURPE 7 appliqué, le coût effectif de la 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 dans le réseau lors des pics hivernaux, en semaine entre décembre et février, de 9h à 11h et de 18h à 20h.

Ces créneaux ciblent les périodes de forte consommation, lorsque le réseau est le plus sollicité. Pour les batteries opérant à ces horaires, le tarif d’acheminement peut devenir une source directe de revenus.

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

​Une première étape vers un tarif d’acheminement plus intelligent

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

Le régulateur a demandé à RTE et Enedis de préparer la prochaine période tarifaire, TURPE 8, attendue pour 2029, 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.