La croissance exponentielle des installations photovoltaïques individuelles ou décentralisées crée des difficultés croissantes pour les réseaux de distribution. Ces installations peuvent provoquer des flux inversés imprévus et des congestions locales. Le développement des batteries apporte une réponse partielle, mais soulève aussi de nouvelles questions sur le pilotage des injections et le financement des réseaux.
Les batteries progressent avec le photovoltaïque
Selon Ember, le coût des batteries produites en Chine est passé de 800 euros par kWh en 2005 à 75 euros par kWh en 2025. Cette baisse a récemment entraîné un boom des acquisitions de batteries individuelles ou décentralisées associées aux installations photovoltaïques.
En Allemagne, environ 25 % des ménages, soit 10 millions, disposent actuellement d’une installation photovoltaïque représentant une puissance cumulée de 30 à 32 GW. Environ 2 millions de ces installations sont équipées de batteries. En France, les installations photovoltaïques individuelles concernent 4 % des ménages, soit 1,3 million, et environ un dixième d’entre elles est associé à un stockage par batterie.
Les objectifs diffèrent selon les équipements. Les batteries individuelles cherchent principalement à accroître l’autoconsommation et à réduire la facture d’électricité. Les systèmes stationnaires BESS sont notamment utilisés pour arbitrer entre les prix de midi et du soir, ainsi que pour fournir des services système aux gestionnaires de transport.
Les particuliers ne disposent toutefois pas nécessairement des signaux tarifaires et des outils de pilotage permettant d’optimiser l’usage de leur batterie en fonction des besoins du système électrique. Selon les travaux de l’Ademe, un propriétaire de panneaux photovoltaïques sans système de pilotage ni batterie autoconsomme en moyenne 40 % de sa production. Cette proportion peut atteindre 70 %, voire 80 % selon le dimensionnement, avec une batterie.
Des injections qui ne répondent pas toujours aux besoins du système
Lorsqu’un surplus photovoltaïque est revendu à un prix garanti alors que les prix de gros sont très faibles ou négatifs, cette injection entraîne un coût d’opportunité pour le système électrique. La valeur des kilowattheures injectés dépend en particulier du moment de l’injection.
En l’absence de signaux tarifaires appropriés, les ménages équipés de batteries pilotent leurs injections de surplus de manière plus discrétionnaire et aléatoire que les ménages sans batterie. Leur usage ne coïncide donc pas nécessairement avec les besoins du système électrique.
Le financement des réseaux mis sous tension
Le TURPE est présenté comme mal calibré pour l’usage du réseau par les autoconsommateurs. Sa composante variable est prédominante, alors que les réseaux fournissent aussi une garantie d’alimentation et une stabilité du système reposant sur des coûts fixes.
Les kilowattheures autoconsommés réduisent les volumes facturés par les réseaux sans réduire leurs coûts fixes. Les infrastructures doivent rester disponibles lorsque les panneaux ne produisent pas ou que la batterie est déchargée. Pour un consommateur abonné en 9 kVA avec l’option Base et consommant 10 000 kWh, les dépenses annuelles de TURPE s’élèvent à 534,57 euros : 25 % pour la part fixe et 75 % pour la part variable.
Si la structure du TURPE n’est pas adaptée en France, la baisse des recettes des gestionnaires de réseaux pourrait entraîner une hausse du tarif par kWh, transférer des coûts vers les ménages sans panneaux et alimenter une « spirale tarifaire ».
Des réformes en France et en Allemagne
La réforme allemande de l’EEG prévoit un plafond d’injection de 60 % pour les installations photovoltaïques résidentielles. Ce plafond doit être abaissé à 50 % en 2028. La réforme prévoit également une réduction progressive des tarifs de reprise pour les nouvelles installations.
En France, l’arrêté tarifaire dit « arrêté S21 », publié le 4 juin 2026, a réduit la rémunération du surplus injecté de 4 à 1,1 centime d’euro par kWh et supprimé la prime à l’autoconsommation, qui se situait entre 80 et 120 euros par kWc.
Ces évolutions réduisent les incitations à injecter une électricité lorsque le système en a moins besoin. Elles ne suffisent toutefois pas à créer, pour les autoconsommateurs, des signaux les conduisant à stocker et déstocker leur énergie en fonction des prix horaires.
Vers une tarification davantage liée à la puissance garantie
Le texte préconise de faire évoluer la rémunération des réseaux vers une part plus importante liée à la puissance garantie. Il recommande aussi de facturer explicitement aux petits et moyens autoconsommateurs les services de garantie de fourniture et de gestion des données.
Sans évolution réglementaire et sans investissements dans les réseaux, la flexibilité et l’inertie, la croissance des installations photovoltaïques pourrait accroître le nombre de « passagers clandestins » et poser des problèmes techniques de stabilité sur les réseaux aval.
Source : Connaissance des Énergies