Frédéric Joffre, ingénieur, consultant pour la société d’ingénierie Tecsol, fera partie des experts de la formation Tecsol dédiée au stockage du 24 septembre prochain. Avant-goût de l’événement en trois questions !
Plein Soleil : La veille de la formation, vous présentez une keynote à l’Université de l’Autoconsommation Photovoltaïque 2026 sur le thème « Solaire : le stockage est-il devenu incontournable ? ». Sans trop dévoiler votre intervention, quel est votre argumentaire ?
Frédéric Joffre : Les soutiens publics au photovoltaïque diminuent avec la fin du guichet S21 pour les 100-500 kWc, la baisse des volumes mis en appel d’offres par la CRE, les sorties d’obligation d’achat, la prime pour prix négatifs recalibrée par la CRE ou encore les coupes budgétaires sur l’énergie. Ce n’est pas une bonne nouvelle en soi : cela déstabilise tout un écosystème qui s’était habitué à des règles du jeu qui fonctionnaient bien. C’en est une en revanche au sens où le marché pourra vivre indépendamment des volumes calibrés par des périodes d’appels d’offres.
Le modèle économique bascule d’un marché subventionné vers un marché naturel, où le stockage rend un projet solaire rentable en valorisant sa production aux heures les plus chères. Quatre ruptures sont déjà à l’œuvre et porteront jusqu’en 2030 : des cellules conçues pour le stationnaire, la technologie sodium-ion, des produits standardisés pour tous les segments de marché (résidentiel, C&I pour commercial et industriel, et utility-scale) et le parc de véhicules électriques, dont la batterie est déjà payée par la mobilité. Elles ouvrent au solaire distribué couplé au stockage des modèles économiques inédits.
À terme, la hausse de la consommation qui se dessine (climatisation, véhicules électriques, data centers IA) et la baisse de la production nucléaire en été rendront le marché porteur pour le photovoltaïque pilotable, c’est-à-dire couplé à des solutions de stockage. La durée de ce stockage s’allongera au fil des évolutions technologiques et de la baisse des prix, jusqu’à tendre vers un quasi-« baseload » solaire. Cette trajectoire de consommation, on attend que RTE la confirme dans l’édition 2026 de son Bilan prévisionnel, en prenant la mesure des data centers IA, dont les besoins n’ont rien à voir avec ceux des data centers d’hébergement colocalisés que l’on connaissait jusque-là en France.
PS : Pour vous, la question n’est plus « si », mais « où et comment » ?
FJ : La volatilité des prix est devenue la matière première du stockage : heures à prix négatifs en journée, pointes du soir au plus haut depuis trois ans en septembre 2026. En été 2025, le prix moyen des jours ouvrés entre 18h et 21h valait 3,5 fois celui de 10h à 18h. Un projet PV se pense désormais avec stockage : il vend aux heures qui sont les mieux valorisées sur les marchés et redevient rentable. Rentable d’abord, finançable ensuite : les banques se méfient des revenus de marché, qu’elles considèrent comme risqués au regard des habitudes prises jusque-là avec les tarifs garantis, et veulent une part de revenus sécurisée.
Sur la capacité à financer les projets hybrides, il faut que l’écosystème fasse évoluer ses règles du financement d’infrastructures classique pour couvrir cette nouvelle catégorie d’actifs que sont les batteries couplées à un actif EnR en hybridation. Aujourd’hui, ce sont des ovnis dans le financement de projet, mais cela va vite devenir la norme, et certaines banques sont tout à fait capables d’appréhender ce risque de marché, comme elles le font dans d’autres domaines de l’économie.
Côté technologie, le chemin parcouru est considérable. Il y a quinze ans, sur nos premiers projets de stockage, la batterie du solaire distribué, c’était du plomb ouvert ou du gel : 50 % de profondeur de décharge, 1 000 à 1 500 cycles, 480 kg pour 4,5 kWh utiles. Le lithium fer phosphate (LFP) a été une rupture : les mêmes 4,5 kWh utiles tiennent aujourd’hui dans un module de 40 kg, dix fois moins lourd, avec six fois plus de cycles, une stabilité, et un coût du kWh cyclé divisé par dix.
L’amélioration de ces performances a accéléré de manière drastique depuis 2022, et depuis, c’est la course à l’innovation et à la baisse des prix. Le coût clé en main d’un BESS (Battery Energy Storage System) a ainsi chuté de 70 % depuis 2022 (117 $/kWh en moyenne mondiale en 2025). Mais attention au raccourci : la cellule ne pèse que 60 % du système, et une cellule deux fois moins chère ne divise pas le coût du projet par deux.
À noter, l’arrivée du sodium-ion sur le stationnaire. Ni lithium, ni cobalt, ni nickel, ni cuivre, et 20 000 cycles annoncés, avec une garantie de 30 ans pour le système TENER Sodium présenté par CATL en juin 2026 à Munich. La baisse du prix du sodium-ion est en cours, au rythme de la montée en puissance industrielle, avec un objectif de parité avec le LFP en 2030. Et sa promesse va au-delà : des matières premières abondantes et bon marché, et donc, à terme, une cellule moins chère que le LFP.
Plaçons-nous dans cette configuration, avec une cellule sodium-ion 20 à 30 % moins chère. Le bon indicateur n’est alors plus le prix du kWh installé, c’est le coût actualisé du kWh stocké sur la durée du projet, le LCOS (Levelized Cost of Storage). Prenons le cas typique du solaire avec arbitrage sur une batterie 4 heures, deux cycles par jour : un sur les prix négatifs de la mi-journée, un sur la pointe du soir. À ce rythme, un système LFP épuise ses 8 000 cycles en une dizaine d’années et doit changer ses cellules, quand le sodium-ion tient plus de vingt-cinq ans. Résultat sur 30 ans : un LCOS inférieur d’environ 25 % pour le sodium-ion. Il ne sera pas seulement une alternative sans métaux critiques, ce sera la chimie la moins chère au kWh stocké pour le solaire distribué qui cycle tous les jours.
PS : De la keynote à la formation du lendemain, quelles sont les passerelles ?
FJ : En vingt minutes, la keynote de l’UAPV pose les questions et donne le « pourquoi ». La formation du lendemain, jeudi 24 septembre 2026 (en ligne, de 9h à 12h15 et de 13h45 à 17h), y répondra et donnera le « comment », module par module. Quels segments C&I basculent en premier vers l’hybride PV + batterie ? Quelle chimie, quelle durée, quel schéma de raccordement choisir ? Qui a le droit de faire quoi ? Quel statut pour une batterie en autoconsommation collective ? Quelles contraintes réglementaires pèsent sur le coût ? Autant d’aspects juridiques qui seront traités par Corinne Lepage lors de la formation. Les aspects économiques seront passés en revue : coûts, revenus, rentabilité, financement, avec le regard de Jean-Sylvain Ruggiu (BPCE). Le dimensionnement sera concrètement abordé pour un projet PV + stockage, en stand-alone ou en boucle d’autoconsommation collective. Sans oublier des études de cas pratiques !
Pour s’inscrire à la formation en ligne du 24 septembre
Pour participer à l’Université de l’autoconsommation d’Enerplan
