La Commission de Régulation de l'Energie (CRE) lève des pistes afin d'encourager le couplage "Photovoltaïque & Stockage"
En 2025, 513 heures de prix négatifs ont été recensées
En 2024, 352 heures de prix négatifs
Ces périodes de prix négatifs ont conduit, d'après RTE, à renoncer à 1,6 TWh de production solaire, soit près de 20 % du potentiel productible des installations sous complément de rémunération ; de plus, le prix capté par le photovoltaïque non piloté a été inférieur de 32 % à celui d’un profil en base sur les heures à prix positifs ou nuls. Ces pertes sont compensées largement par l’État, faisant peser un risque croissant sur les charges de service public de l’énergie (CSPE), en plus, près de 10 GW supplémentaires devraient être mis en service d’ici 2029.
Pour la CRE, une des solutions solution est de développer le stockage de l'électricité par des batteries ce qui permettrait de :
- Lisser la production
- Le limiter la volatilité des prix
- Augmenter la valeur de l’électricité d'origine photovoltaïque en la déplaçant vers les périodes les plus rémunératrices.
1,5 GW de batteries ont été installées fin 2025, d'autre part, l’introduction d’heures creuses en milieu de journée, devraient améliorer l’adéquation entre production et consommation.
Parc solaire avec batteries
Un projet réfléchit depuis 2019
Source CRE 2019 et 2023
Nouveau contrat en vue ?
La CRE veut tester un nouveau modèle de contrat de soutien, spécifiquement conçu pour les projets « Photovoltaïque + Stockage ».
Le but recherché est double:
- réduire l’exposition du budget public à la baisse de valeur du solaire
- offrir aux producteurs des incitations plus adaptées.
Cela passerait par une incitation auprès des producteurs à stocker l'électricité
- Une solution serait, dans un premier temps, la modification du prix de référence, qui ne serait plus pondéré par le profil de production photovoltaïque mais calculé comme une moyenne simple des prix de marché. Ceci ferait qu'une partie du risque de prix incomberait aux producteurs, les incitant à optimiser leur production, notamment via le stockage.
- Concernant les périodes de prix négatifs, la CRE recommande de conditionner le versement de la prime pour prix négatifs à la "non-injection" de l’installation hybride sur le réseau, et non plus à la "non-production" de l’installation photovoltaïque. Le producteur aurait alors le choix pour charger sa batterie entre utiliser la production de son parc solaire ou stopper sa production et soutirer de l’électricité du réseau selon des signaux économiques qui reflètent les besoins du système électrique (profondeur du prix négatif et part variable du TURPE).
- Le versement du complément de rémunération sur la production photovoltaïque concernerait la production qui aura pu être déplacée en dehors des heures de prix négatifs, ceci permettrait de rémunérer davantage les installations par le biais du CR que par le biais de la prime pour prix négatifs, en incitant à réduire la quantité d’électricité solaire qui sera écrêtée et en maximisant le soutien à une production d’électricité décarbonée « utile ».
Qui serait concerné ?
D'une manière générale, cela s'inscrit dans une réflexion afin d'optimiser l’efficacité des dépenses publiques et à mieux adapter le parc renouvelable aux besoins du système électrique.
Cela concernerait les installations de plus de 100 kWc,
Mais dans un premier temps, cette réforme serait testée dans les appels d’offres existants pour les grandes installations.
Les projets photovoltaïques « isolés » et hybrides seraient mis en concurrence dans ce nouveau cadre, avec un ajustement limité des prix plafonds, de l’ordre de 10 €/MWh, afin de contenir le risque budgétaire.
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