Pourquoi hybrider une centrale solaire en 2026

Une centrale photovoltaïque produit précisément quand toutes les autres produisent aussi. C'est pourquoi elle est de moins en moins rémunérée pour son énergie. Une batterie ne change pas l'heure à laquelle le soleil se lève, mais elle change le moment où l'on vend ce qu'il produit.

Le problème : le soleil ne vaut pas grand-chose

En 2024, l'investissement photovoltaïque en Espagne s'est pratiquement arrêté. La cause n'était pas technique : c'était le prix. Avec autant de puissance solaire installée, les heures centrales de la journée sont saturées d'offre et le prix du marché journalier tombe à zéro ou presque.

Les données de marché 2024 que nous avons compilées chez BK le résument bien :

• 26 % des heures de l'année avec un prix inférieur à 10 €/MWh.
• 68 % des jours avec un écart de plus de 50 €/MWh entre les heures d'une même journée.
• 25 % des jours avec des prix supérieurs à 90 €/MWh.

Pour une centrale solaire, il en résulte un prix moyen capté d'environ 35 €/MWh en 2024, avec deux mois entiers sous les 10 €/MWh captés pendant lesquels elle a produit près de 20 % de son énergie annuelle. S'y ajoute l'écrêtement (curtailment) : de l'énergie que la centrale pourrait produire mais que le réseau n'accepte pas.

Le problème n'est pas le manque d'énergie. C'est qu'il y en a trop à midi et pas assez à vingt heures.

La journée compte toujours des heures chères. Le 23 septembre 2026, par exemple, le marché journalier affichait 15 €/MWh à 13h00 et 263,9 €/MWh à 20h00.

Ce que fait une batterie de 2 heures

Une batterie installée à côté de la centrale — au même point de raccordement — stocke une partie de la production de midi et l'injecte sur le réseau aux heures où le prix est le plus élevé. Avec une durée de 2 heures (par exemple 1 MW et 2 MWh), elle couvre la pointe du soir, là où se concentre l'essentiel de la valeur.

• Elle augmente le prix capté : l'énergie est vendue au prix du soir, et non à celui de midi.
• Elle réduit l'écrêtement : ce que le réseau n'accepte pas à midi est stocké au lieu d'être perdu.
• Elle ajoute un cycle nocturne : la batterie peut aussi charger aux heures creuses de la nuit et décharger à la pointe du matin.
• Elle réduit la volatilité : la centrale dépend moins du prix des heures solaires.

Le tout sans demander de nouvelle capacité d'accès : la centrale et la batterie partagent l'évacuation déjà accordée.

Les chiffres

Nous simulons l'effet de l'ajout d'un système de 2 heures à une centrale photovoltaïque avec les prix réels de chaque année, avec arbitrage et cycle nocturne uniquement : sans services d'équilibrage ni capacité. Le chiffre d'affaires supplémentaire augmente chaque année, à mesure que les écarts de prix se creusent et que les prix nuls apparaissent sur OMIE.

En matière de rentabilité, l'exemple utilisé dans nos études de 2024 est clair. Avec les prix de cette année-là, une centrale solaire sans batterie plafonnait à un TRI de 1–2 %. La même centrale hybridée, avec un investissement plus élevé, montait à 3–5 % sur ce capital. Avec des revenus de capacité, la fourchette estimée passait à 5–12 %.

Chiffres indicatifs. Ils proviennent d'études de BK Energies de 2024 pour de petites centrales PV (de l'ordre de 1 MWc) et un système de 2 heures. Chaque centrale a son profil de production, son point de raccordement et ses coûts ; avant d'investir, il faut réaliser l'étude du cas concret.

Combien ça coûte ?

Dans nos fourchettes 2024–2025, l'installation du stockage et les modifications techniques se situaient entre 0,22 et 0,30 €/Wh, avec un coût par Wh qui baisse à mesure que le système grandit. S'y ajoutent les autorisations pour passer de PV à PV + batteries (15 000–30 000 € par centrale, selon la taille) et une garantie de 20 000 €/MWh, récupérable après la construction. Les prix des équipements évoluent vite : demandez-nous un chiffre actualisé.

Le mécanisme de capacité

La troisième source de revenus est celle qui peut le plus peser sur la rentabilité : être rémunéré pour disposer de puissance ferme lorsque le système en a besoin. Elle fonctionne déjà sur d'autres marchés européens. En Allemagne, en septembre 2024, la combinaison de différents marchés de services a rapporté jusqu'à 19 000 €/MW en un seul mois.

En Espagne, le mécanisme de capacité est toujours en cours d'adoption et son calendrier dépend de l'approbation définitive et des enchères qui seront organisées. Ce que l'on sait, c'est comment ces marchés fonctionnent généralement : les premiers actifs opérationnels captent les meilleurs prix. Avoir sa centrale hybridée et en service avant la première enchère est la meilleure position.

La réglementation suit déjà

Le grand frein à l'hybridation des centrales sous rémunération réglementée était la perte d'une partie de ces revenus en stockant. Le RD 917/2025 lève cet obstacle : depuis le 1er janvier 2026, la centrale est rémunérée pour toute l'énergie qu'elle produit, même si une partie va à la batterie, et conserve ses droits d'accès et de raccordement.

Comment procéder

1. Étude. Production réelle de la centrale, courbe de prix, écrêtement et limites du point de raccordement. On en déduit la puissance et la durée de la batterie.
2. Démarches. Demande d'hybridation, point de consommation, évaluation environnementale simplifiée, garanties et permis. Pour les centrales en exploitation, révision de l'usage des sols.
3. Réalisation. Ingénierie, fourniture, installation et mise en service, avec l'EMS et le contrôleur de centrale (PPC) intégrés.
4. Exploitation. L'EMS décide chaque jour quand charger et quand vendre, à partir des prévisions de prix et de production, avec possibilité de fonctionner en manuel.

Découvrez un exemple réel : l'hybridation de 5 MWh à Ocaña (Tolède). Ou voyez comment nous abordons l'hybridation PV + BESS.