Colocalisation PV et batterie : comment bien dimensionner le stockage pour optimiser la rentabilité

Dans un contexte où la production solaire photovoltaïque connaît une croissance rapide en Europe et au Royaume-Uni, les producteurs d’énergie renouvelable sont de plus en plus confrontés à des défis de réseau, à des phénomènes d’écrêtement et à des périodes de prix négatifs sur les marchés de l’électricité. En effet, lorsque le soleil brille, de nombreuses centrales injectent simultanément leur production, ce qui fait chuter les prix de marché, parfois jusqu’en territoire négatif. Parallèlement, les contraintes locales de réseau deviennent plus fréquentes, limitant la capacité d’injection et réduisant les revenus des producteurs.

Face à ces enjeux, la colocalisation d’un système de stockage par batterie (BESS – Battery Energy Storage System) avec un parc solaire existant ou en projet s’impose comme une solution stratégique. Elle permet de décaler une partie de la production vers des heures de plus forte valeur, de limiter l’impact économique de l’écrêtement et d’accéder à des sources de revenus complémentaires comme l’optimisation intraday, les services système ou le marché de capacité. Ce type d’hybridation est particulièrement pertinent pour les actifs en exploitation, les projets en développement avancé ou les opérations de repowering, car le foncier, le raccordement réseau et le profil de production sont déjà disponibles.

Cet article propose une analyse complète du dimensionnement des batteries en colocalisation, en s’appuyant sur une étude de cas réalisée en France par Natural Power et Forsyt Energy. Nous y détaillons les arbitrages techniques, les résultats financiers et les clés pour maximiser la valeur de votre actif photovoltaïque.

Pourquoi l’hybridation par colocalisation est devenue incontournable

La pénétration croissante du solaire dans le mix électrique modifie profondément les profils de prix. Selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE), la part du solaire dans la production mondiale d’électricité pourrait atteindre 20 % d’ici 2030. Cela entraîne une cannibalisation des prix aux heures ensoleillées, réduisant la valeur captée par les producteurs. Les périodes de prix négatifs se multiplient, en particulier sur les marchés européens comme l’Allemagne, la France ou l’Espagne.

Dans ce contexte, la batterie devient un outil de gestion active de la production. Elle permet de :

• Stocker l’électricité produite pendant les heures de faible valeur et la revendre plus tard, quand les prix sont plus élevés.
• Réduire l’impact de l’écrêtement en absorbant la production excédentaire au lieu de la perdre.
• Participer aux marchés des services système (réserve primaire, secondaire, tertiaire) et aux marchés de capacité.
• Optimiser la production en intraday pour tirer parti des variations de prix à court terme.

La colocalisation permet de mutualiser le raccordement réseau et le foncier, ce qui réduit les coûts d’investissement par rapport à un projet de stockage autonome. Cependant, le dimensionnement de la batterie est crucial : trop petite, elle laisse de la valeur inexploitée ; trop grande, elle peut diluer les retours sur investissement.

Le dimensionnement de la batterie : une décision d’investissement stratégique

Le choix de la puissance (MW) et de la capacité de stockage (MWh) d’une batterie en colocalisation dépend de multiples facteurs :

• Le profil de production du parc solaire (forme de la courbe de production, saisonnalité).
• Le calendrier et l’ampleur de l’écrêtement réseau.
• La puissance d’injection maximale autorisée au point de raccordement.
• Le foncier disponible pour installer les conteneurs de batteries.
• Les performances techniques de la batterie (rendement, dégradation, durée de vie).
• Les opportunités de revenus sur les marchés de l’électricité (day-ahead, intraday, services système).
• Les coûts d’investissement (CAPEX) et d’exploitation (OPEX).

Une batterie de taille modeste peut être efficace en termes de coût, mais elle ne capturera pas toute la valeur de flexibilité disponible. À l’inverse, une batterie plus grande peut ouvrir l’accès à des revenus plus importants, mais le surcoût doit être justifié par des recettes additionnelles.

La stratégie d’exploitation joue également un rôle clé. Une batterie dédiée principalement à l’optimisation de la production solaire n’aura pas le même profil de revenus qu’une batterie autorisée à arbitrer sur le marché de gros ou à fournir des services système. L’équilibre entre ces usages doit être modélisé finement pour chaque projet.

Méthodologie d’évaluation : l’approche de Natural Power et Forsyt Energy

Pour répondre à cette problématique, Natural Power, expert en conseil technique pour les énergies renouvelables, et Forsyt Energy, spécialiste de la modélisation des revenus de stockage, ont uni leurs compétences pour réaliser une étude de cas sur un parc solaire français. L’objectif : comparer trois configurations de batteries (durées de décharge de 2h, 3h et 4h) et déterminer celle qui maximise la valeur de l’actif.

Phase technique : définition des configurations possibles

Natural Power a d’abord analysé les caractéristiques du site solaire : production annuelle, historique d’écrêtement, puissance de raccordement, emprise foncière disponible. Cette étape a permis de définir une enveloppe technique réaliste : seules les configurations respectant les contraintes du site ont été retenues (ex : distance aux transformateurs, ombrage, accès).

Phase de modélisation commerciale : simulation des revenus

Forsyt Energy a utilisé sa plateforme ValuationPro pour simuler le dispatch optimal de chaque configuration sur les marchés day-ahead, intraday et les services système (notamment la réserve automatique de restauration de fréquence, aFRR). La modélisation intègre les contraintes physiques de la batterie (état de charge, rendement, dégradation, disponibilité) ainsi que les limites de réseau. Les résultats incluent des indicateurs financiers : revenus annuels par produit, flux de trésorerie actualisés, TRI, VAN et temps de retour.

Résultats de l’étude de cas : quel dimensionnement gagnant ?

Les trois configurations techniquement faisables (2h, 3h, 4h) ont produit des TRI EBITDA (simplifié, avant financement) compris entre 13,7 % et 14,6 %. La fourchette est étroite, ce qui montre que les trois options restent commercialement viables, mais l’écart est suffisant pour orienter la décision.

Le scénario 3h arrive en tête dans cette analyse, avec un meilleur équilibre entre revenus captés et coût d’investissement. Toutefois, la différence avec le scénario 4h est faible, ce qui incite à réaliser des analyses de sensibilité (prix de l’électricité, coût de la batterie, taux de dégradation) avant de finaliser l’investissement.

L’étude révèle également que la composition des revenus évolue fortement dans le temps. Les revenus de capacité aFRR sont élevés en début de vie de la batterie, mais diminuent progressivement à mesure que le marché du stockage se développe (cannibalisation). À l’inverse, les revenus d’arbitrage intraday augmentent sur le long terme, tirés par la dispersion croissante des prix. Cette dynamique montre qu’une évaluation statique ne suffit pas : il faut modéliser l’évolution des stacks de revenus sur toute la durée de vie de l’actif (généralement 10 à 15 ans pour une batterie).

De l’analyse à la décision d’investissement

Les métriques financières présentées (TRI, VAN) sont des indicateurs simplifiés, orientés marché. Elles excluent la structure de financement, la fiscalité, les coûts de transaction ou les termes contractuels finaux. Cependant, elles permettent de comparer objectivement les configurations sur une base homogène. Le propriétaire du projet peut ainsi identifier l’option la plus prometteuse, déterminer les pools de revenus clés et valider les hypothèses avant d’engager des études détaillées de financement, d’approvisionnement et de contractualisation.

Il est essentiel de retenir que le dimensionnement optimal est spécifique à chaque site. Un changement dans le profil d’écrêtement, dans la limite d’injection ou dans les hypothèses de prix peut faire basculer la configuration la plus rentable. Une étude de colocalisation robuste doit rendre ces dépendances explicites, afin de donner à l’équipe projet une base solide pour la décision d’investissement.

Recommandations pour maximiser la valeur de votre actif photovoltaïque

Pour les propriétaires de parcs solaires existants ou en développement, la colocalisation d’une batterie n’est plus une option, mais une nécessité pour préserver la rentabilité dans un marché en mutation. Voici quelques bonnes pratiques :

• Intégrer la modélisation du BESS dès la phase de développement du projet solaire, ou au plus tard lors du repowering.
• Faire appel à des experts capables de combiner l’ingénierie technique (contraintes site, raccordement) et la modélisation financière (marchés, dispatch).
• Ne pas se limiter à une seule durée de batterie : tester plusieurs configurations (2h, 3h, 4h) avec des analyses de sensibilité sur les paramètres clés.
• Anticiper l’évolution des marchés de services système : leur profondeur peut diminuer avec l’arrivée de nombreux concurrents.
• Privilégier une plateforme de modélisation éprouvée comme ValuationPro de Forsyt Energy pour obtenir des résultats reproductibles et auditables.

Conclusion

La colocalisation d’une batterie avec un parc solaire est une réponse pragmatique à la pression croissante sur la valeur de capture du photovoltaïque. Le dimensionnement du BESS ne peut pas être improvisé : il doit résulter d’une analyse technique et financière rigoureuse, adaptée aux spécificités de chaque actif.

L’étude conjointe de Natural Power et Forsyt Energy démontre que, pour le site français analysé, une configuration 3h offre le meilleur compromis entre revenus et coûts. Mais cette conclusion n’est pas universelle : chaque projet doit être évalué avec les mêmes outils pour déterminer la configuration qui maximise sa valeur.

En réunissant l’expertise technique de Natural Power et la puissance de modélisation de Forsyt Energy, les propriétaires d’actifs disposent désormais d’une approche intégrée pour prendre les bonnes décisions d’investissement en colocalisation PV+BESS.

Article rédigé avec la contribution de Pradeep Jayakumar, Directeur technique BESS & Hybrids chez Natural Power, et Julio Quintela Casal, PDG de Forsyt Energy.

Pour aller plus loin

• AIE – Solar PV : perspectives mondiales
• ENTSO-E : données de marché et services système en Europe
• Natural Power – Services de stockage d’énergie