Batteries en basse tension : la CRE autorise Symphonics à tester un tarif réseau qui récompense la flexibilité

Oui, une batterie raccordée en basse tension pourra bientôt payer le réseau selon le service qu’elle lui rend : la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a accordé à Symphonics une dérogation de quatre ans pour appliquer à ce type de stockage un tarif jusqu’ici réservé à la haute tension. L’expérimentation vise les batteries de plus de 36 kVA installées seules, sans production ni consommation associée, et pilotées par l’entreprise.

Concrètement, le signal tarifaire doit pousser ces batteries à se charger quand le réseau local déborde d’électricité et à se vider quand il en manque. Si l’essai convainc, il pourrait servir de base au prochain tarif d’utilisation des réseaux, le TURPE 8 HTA-BT.

Une option tarifaire étendue aux petites batteries

Le TURPE 7, entré en vigueur pour les réseaux de distribution et de transport, a créé une composante appelée « injection-soutirage ». Elle s’adresse à certaines installations de stockage raccordées en moyenne tension (HTA) ou en haute tension (HTB) et leur envoie un message économique simple : adoptez un comportement qui soulage le réseau, et votre facture d’accès s’en ressentira. La CRE a publié la liste des zones éligibles à cette composante.

Les batteries branchées en basse tension au-dessus de 36 kVA restaient en dehors. Le cadre actuel n’offrait aucune voie pour leur appliquer cette option lorsqu’elles fonctionnent seules. C’est ce verrou que la délibération lève, à titre expérimental, pour des équipements de taille intermédiaire : plus gros qu’une batterie domestique couplée à des panneaux solaires, bien plus petits qu’un parc de stockage raccordé au réseau de transport.

Le bac à sable réglementaire, outil de la dérogation

La décision s’appuie sur le dispositif de « bac à sable réglementaire » prévu par la loi Énergie-Climat. Il permet à la CRE d’autoriser pour une durée limitée des services ou des technologies que les règles en place empêcheraient de déployer, afin d’en mesurer l’intérêt réel avant de modifier le droit commun.

Un fonctionnement à contre-courant du réseau local

Le principe est qualifié de « contracyclique ». Là où le réseau subit de fortes pointes d’injection, typiquement quand de nombreux toits photovoltaïques produisent en même temps, le tarif incitera les batteries à absorber ce surplus en se chargeant. Là où ce sont les pointes de consommation qui posent problème, il les encouragera au contraire à restituer leur énergie pour écrêter la demande.

D’où deux barèmes distincts, un par type de zone. Le prix de la puissance, celui de l’énergie soutirée et celui de l’énergie injectée pourront varier selon le moment de la journée et de l’année.

Cinq plages horaires au lieu de deux

On dépasse ici la logique classique heures pleines et heures creuses. Chaque grille comptera cinq périodes : heures pleines et heures creuses d’été, heures pleines et heures creuses d’hiver, plus une plage de pointe, d’injection ou de soutirage selon la zone. Le détail des prix, le périmètre géographique et la liste des sites retenus seront arrêtés par la CRE avec Enedis et Symphonics.

Pourquoi le stockage diffus intéresse les gestionnaires de réseau

Les grandes batteries raccordées plus haut dans le réseau disposent déjà de plusieurs débouchés pour monnayer leur souplesse, sur les marchés comme auprès des gestionnaires de réseau. En basse tension, les outils manquent pour rémunérer le service rendu à l’échelle d’un quartier ou d’une commune.

Or les contraintes locales se multiplient : essor du photovoltaïque et de l’autoconsommation, recharge des véhicules électriques, nouveaux usages électriques. L’expérimentation doit vérifier si des batteries de taille moyenne, guidées par un prix précis, modifient vraiment leur comportement et apportent une flexibilité utile au réseau de distribution. Pour un porteur de projet, la question touche directement la rentabilité d’une installation solaire avec stockage.

Calendrier et garde-fous

La dérogation court sur quatre ans à partir de la signature d’une convention entre Enedis et Symphonics, qui doit intervenir au plus tard le 1er septembre 2027. Chaque client dont la batterie entre dans le dispositif devra avoir donné son accord au préalable. Enedis et Symphonics adresseront tous les ans à la CRE un bilan détaillé accompagné d’indicateurs de suivi. Si le mécanisme fait ses preuves, il pourrait être généralisé dans le cadre du TURPE 8 HTA-BT.

Pour Mathieu Rochard, fondateur et directeur général de Symphonics, le stockage en basse tension pâtissait jusqu’à présent « d’un cadre tarifaire inadapté par rapport au réseau haute tension ». Il attend de l’essai un signal économique plus fidèle à l’utilité technique effective des batteries.

Questions fréquentes

Qu’est-ce que la composante injection-soutirage du TURPE 7 ?

C’est une option du tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité réservée à certaines installations de stockage raccordées en HTA ou en HTB. Elle module ce que paie la batterie selon qu’elle se charge ou se décharge à des moments utiles ou gênants pour le réseau local.

Quelles batteries sont concernées par l’expérimentation de Symphonics ?

Les installations de stockage seul, raccordées en basse tension avec une puissance supérieure à 36 kVA et pilotées par Symphonics, typiquement entre 36 et 250 kVA. Les propriétaires doivent donner leur accord avant d’y participer.

Combien de temps dure la dérogation accordée par la CRE ?

Quatre ans à compter de la signature de la convention entre Enedis et Symphonics, signature attendue au plus tard le 1er septembre 2027. Un bilan annuel est remis à la CRE.

Une batterie domestique est-elle concernée ?

Non. Le dispositif vise des batteries seules de plus de 36 kVA, alors qu’une installation résidentielle se situe en dessous de ce seuil. Une généralisation éventuelle passerait par le futur TURPE 8 HTA-BT.