Stockage solaire : les Rencontres de l’Ouest interrogent la valeur réelle des batteries

Aux Rencontres solaires de l’Ouest organisées par Atlansun le 3 septembre à Laval, professionnels du photovoltaïque, Enedis et EDF ont confronté leurs analyses sur le stockage par batteries : une réponse possible à la fin des tarifs d’achat garantis, mais dont la valeur économique reste à évaluer au cas par cas plutôt qu’à considérer comme acquise.

En bref

• Pour EDF, « le stockage est une consommation, pas une production » : sa valeur vient de sa capacité à décaler l’électricité dans le temps, mais cette valeur se réduit à mesure que le stockage se développe (baisse du « spread »).
• Pour Enedis, le stockage passe d’un actif stable à un actif multi-services (autoconsommation, injection réseau, réserve, flexibilité), ce qui complexifie contrats et rémunération.
• La moitié des nouveaux raccordements en BT 36 sont aujourd’hui des batteries, mais les mécanismes de réserve seuls ne suffiront pas à en garantir la rentabilité à long terme.
• Rapprocher géographiquement production et consommation est identifié comme une réponse immédiate pour réduire la dépendance aux marchés de gros.

Un contexte de fin des tarifs d’achat et de recomposition du réseau

Organisées par Atlansun, réseau des acteurs professionnels de la filière solaire en Bretagne et Pays de la Loire, les Rencontres solaires de l’Ouest ont réuni à Laval, le 3 septembre, collectivités, syndicats et acteurs du photovoltaïque autour des enjeux de la filière locale. Dans un contexte de fin des tarifs d’achat, de recomposition du réseau et de délaissement politique de la filière PV, la question centrale était de savoir comment continuer à développer le solaire lorsque la production seule ne suffit plus à garantir la valeur d’un projet. Si le stockage est apparu comme l’une des réponses possibles, les échanges ont permis d’en approfondir la pertinence au cas par cas.

Une valeur qui se réduit à mesure que le stockage se développe

Lors de la table ronde consacrée au solaire comme levier de résilience et de croissance économique locale, Damien Siess, directeur de projet régulation nucléaire et énergies renouvelables chez EDF, a rappelé une distinction essentielle : « le stockage est une consommation, pas une production ». L’actif absorbe de l’électricité à un moment donné pour la restituer plus tard, et c’est cette capacité de décalage qui fonde sa valeur.

Premier constat de l’intervenant : « au fur et à mesure qu’il se développe, le stockage réduit son propre gisement et son spread », l’écart entre le prix d’achat pour charger la batterie et le prix de revente lors de la décharge. Si un nombre croissant de batteries cherchent à acheter et à vendre aux mêmes périodes, cela fait mécaniquement baisser les prix — un risque pour les projets construits sur des hypothèses de rentabilité trop optimistes. « Il faut prendre en compte cette réalité afin d’éviter les désillusions », insiste Damien Siess.

D’un actif stable à un actif multi-services

Cédric Boissier, directeur du projet Accélération des EnR chez Enedis, a décrit une autre difficulté : le passage progressif d’un stockage conçu comme un actif relativement stable à un actif capable de fournir plusieurs services — autoconsommation, injection sur le réseau, participation à des mécanismes de réserve ou réponse à des signaux de prix. « C’est ça, la difficulté », a-t-il résumé, un changement qui implique aussi de revoir contrats, responsabilités et modes de rémunération.

Pour Matthieu Nicole, co-gérant d’Objectif énergies (filiale du Groupe Le Triangle), cette évolution s’inscrit dans la transformation plus large de la valorisation des actifs photovoltaïques : après l’obligation d’achat EDF OA, les projets cherchent désormais à valoriser leur production à l’échelle du territoire — autoconsommation collective, agrégation, ou combinaison entre production et consommation. Une approche qui multiplie les possibilités mais complexifie les arbitrages, faute d’informations suffisantes sur les besoins futurs du réseau et les signaux de rémunération des différents services rendus par les batteries.

Rapprocher production et consommation, une réponse immédiate

Selon Cédric Boissier, l’une des réponses les plus immédiates consiste à rapprocher géographiquement production et consommation, ce qui réduit les flux sur le réseau et limite la dépendance aux marchés de gros — à condition de s’insérer dans une planification locale coordonnant projets de production et besoins des territoires. « La moitié des entrants sur le BT 36 sont aujourd’hui des batteries », témoigne-t-il, mais les mécanismes de réserve primaire et secondaire ne suffiront pas nécessairement à assurer leur rentabilité à long terme : « Ensuite, c’est de l’optimisation ». Le stockage n’est d’ailleurs pas compétitif dans tous les dispositifs de flexibilité : dans les appels d’offres neutres technologiquement, les batteries sont mises en concurrence avec d’autres solutions comme l’écrêtement, parfois plus efficace selon les cas.

Questions fréquentes

Pourquoi la valeur économique du stockage tend-elle à diminuer avec son développement ?

Parce que davantage de batteries achetant et vendant de l’électricité aux mêmes périodes réduit mécaniquement l’écart de prix (le « spread ») entre charge et décharge, qui constitue la principale source de revenu du stockage.

Quels services une batterie peut-elle rendre au-delà du simple stockage ?

Autoconsommation, injection sur le réseau, participation aux mécanismes de réserve primaire et secondaire, ou réponse à des signaux de prix — chaque usage impliquant des contrats et modes de rémunération différents.

Le stockage est-il toujours la meilleure solution de flexibilité ?

Non : dans les appels d’offres neutres technologiquement, les batteries sont mises en concurrence avec d’autres solutions, comme l’écrêtement de production, qui peut s’avérer plus efficace selon les cas.

En résumé

Les Rencontres solaires de l’Ouest ont mis en évidence un consensus prudent : le stockage reste un levier pertinent pour valoriser le solaire dans l’après-tarifs d’achat, mais sa rentabilité future dépend d’une optimisation fine des usages et d’une coordination locale entre production, consommation et réseau — plutôt que d’un simple pari sur les revenus de marché observés aujourd’hui.

Sources : Atlansun, Enedis.