Les décalages de la production par la PV (et par l’éolienne) et la consommation d’électricité en journée en rapport avec les capacités adéquates des batteries

 

L’exercice ci-après vise à montrer que les subventions actuelles accordées aux batteries domestiques pourraient être insuffisantes eu regard aux besoins réels. Tout dépend évidemment de l’orientation stratégique que le gouvernement souhaite privilégier dans ce domaine.

Si l’objectif dépasse la simple optimisation individuelle pour s’inscrire dans une logique plus systémique, des batteries de capacité plus substantielle pourraient également contribuer, dans certains cas de figures, à une meilleure gestion des flux électriques, à la réduction des pointes locales et, indirectement, à une moindre dépendance aux importations d’électricité.

Toutefois, cet effet dépendrait largement du degré d’intégration des batteries dans une gestion intelligente et coordonnée du réseau.

Si l’interprétation des textes en vigueur est correcte, la capacité subventionnable d’une batterie serait plafonnée à 9 kWh. Dans une configuration photovoltaïque-batterie destinée à un ménage de quatre personnes disposant d’équipements énergivores (PAC, véhicule hybride ou électrique, etc.), une telle capacité pourrait s’avérer relativement limitée au regard des objectifs d’autonomie et de sécurité d’approvisionnement.

Lorsque le foyer est en outre doté d’une pompe à chaleur, ce plafond de 9 kWh semble particulièrement contraignant eu égard aux besoins journaliers et aux décalages entre production et consommation.

Les capacités nécessaires des batteries domestiques dépendent de plusieurs facteurs :

• Les habitudes de consommation du foyer et la nature des appareils électriques utilisés ;
• La puissance installée et le rendement de l’installation photovoltaïque ;
• L’intensité du rayonnement solaire, qui varie selon l’heure de la journée et les saisons ;
• Les décalages temporels entre les moments de production photovoltaïque et les périodes de consommation ;
• La capacité de la batterie;
• Les objectifs assignés à l’installation (optimisation économique, autonomie accrue, sécurité d’approvisionnement, etc.) ;
• D’autres paramètres techniques ou contextuels, tels que l’évolution des prix de l’électricité, la tarification dynamique ou les contraintes réglementaires.

La consommation retenue pour les raisonnements ci-après correspond à celle d’un foyer « standard », équipé de l’électroménager habituel, d’une pompe à chaleur dédiée à la production d’eau chaude sanitaire, d’un chauffage au mazout et d’un véhicule hybride rechargeable (batterie de 11 kWh). Les chiffres réels présentés ci-après découlent de cette configuration.
Il n’y a donc pas de pompe à chaleur destinée au chauffage de l’habitation, mais uniquement à la production d’eau chaude sanitaire.

La configuration d’une installation dépend essentiellement, en premier lieu, des contraintes physiques (emplacements et surfaces disponibles), puis des objectifs personnels poursuivis.

Analysons à présent trois journées à partir de données réelles afin de mettre en évidence certains enjeux, notamment en ce qui concerne la capacité de la batterie (11 kWh) et une installation photovoltaïque d’une puissance de 12 kWc.

Le 7 février, mauvaise production PV

On observe un décalage temporel marqué : une production élevée intervient lors d’une phase de faible consommation, tandis qu’une consommation plus importante — liée notamment au chargement du véhicule — se manifeste lorsque la production photovoltaïque est nulle ou très  faible.

La batterie était cependant suffisamment chargée pour soutenir la consommation (entre 18h00 et 21h00).

Il apparaît ainsi que la production photovoltaïque a permis, entre 10h00 et 17h00, de charger la batterie et d’injecter un surplus dans le réseau. Néanmoins, le décalage entre production et consommation a conduit à une situation paradoxale : malgré une exportation de 3,46 kWh, 7,23 kWh ont dû être importés ultérieurement pour satisfaire la demande.

Le 1^er mars :

On observe que la production photovoltaïque couvre largement les besoins de la maison jusqu’à 18h00. À partir de cette heure, la situation change fondamentalement. Entre 18h00 et 21h00, la consommation — relativement élevée en raison du chargement du véhicule — a été assurée par la batterie. Celle-ci s’étant déchargée jusqu’au seuil minimal préservant une réserve en cas de blackout (3 kWh), la consommation du reste de la journée a dû être couverte par l’électricité importée du réseau. Dans ces conditions, un apport éventuel d’une éolienne aurait été bienvenu.

Cependant, entre 14h00 et 15h00, on observe une baisse importante de la production solaire, et le système a dû recourir à la batterie pour couvrir un petit pic de consommation.

On observe que la batterie de 12 kWh était déjà chargée à 100 % vers midi et que la production excédentaire à ce moment a dû être exportée vers le réseau.

Le problème principal ne réside pas tant dans la production totale que dans le décalage temporel entre production et consommation. La production photovoltaïque est concentrée sur quelques heures, tandis que la consommation demeure significative en dehors de la fenêtre solaire (matin, soirée, nuit).

La batterie s’avère trop limitée pour lisser efficacement ce décalage. La très faible consommation directe (1,73 kWh) confirme que la demande est majoritairement asynchrone par rapport à la production solaire.

La batterie a certes joué son rôle de tampon dans une certaine mesure, mais de manière insuffisante : elle n’a pas pu absorber l’ensemble des surplus ponctuels ni couvrir pleinement les besoins nocturnes. Sa capacité réellement disponible (environ 9 kWh si 3 kWh sont réservés) constitue ici une limite structurelle.

Le taux d’importation du réseau (56,41 %) révèle une dépendance structurelle, particulièrement en période hivernale. Il ne s’agit pas d’une défaillance technique, mais d’une contrainte physique liée à la faible irradiance et à la brièveté des journées.

Le système apparaît ainsi énergétiquement surdimensionné en journée, mais sous-dimensionné en capacité de stockage. Malgré une production largement excédentaire, 7,23 kWh ont dû être importés, tandis que 19,09 kWh ont été exportés. Cela suggère que la batterie constitue le véritable goulet d’étranglement du système.

Avec une capacité portée à 30 kWh, dont 8 kWh réservés, environ 22 kWh seraient réellement disponibles pour gérer les décalages journaliers entre production et consommation, ce qui permettrait vraisemblablement d’en absorber une grande partie.

Il convient toutefois de noter que le système actuel se situe déjà relativement proche d’une autonomie journalière en période intermédiaire, à condition que la consommation reste modérée et que le véhicule soit chargé pendant les heures de production photovoltaïque.

 

Le 2 mars, l’ensoleillement a été relativement important, tandis que la consommation est restée modérée, la voiture hybride rechargeable n’ayant pas été rechargée ce jour-là

La production dépasse largement la consommation, et le surplus a donc dû être valorisé autrement. Le graphique ci-après montre que l’électricité produite par l’installation photovoltaïque a d’abord été utilisée pour la consommation directe de la maison. Une partie du surplus a ensuite servi à charger la batterie jusqu’à 100 %. Le surplus résiduel a finalement été injecté dans le réseau, la batterie de 12 kWh ne disposant pas d’une capacité suffisante pour l’absorber. D’où l’intérêt d’augmenter la capacité de stockage, ce qui permettrait notamment de recharger également le véhicule pendant les périodes de forte production.

Pour couvrir les besoins, il a fallu recourir au réseau entre 00h00 et 08h00, la batterie ayant été vidée la veille. Durant cette plage horaire, un apport éventuel d’une éolienne aurait permis d’atteindre 100 % d’autarcie.
De 08h00 à 18h00, la consommation a été couverte par la production photovoltaïque. À partir de 18h00, elle a été entièrement prise en charge par la batterie.

L’autarcie s’est élevée ce jour-là à 83 % et aurait atteint 100 % si la batterie n’avait pas été vide entre 00h00 et 08h00.

Disons d’emblée que l’analyse sommaire de ces trois journées aux profils très différents m’a convaincu qu’une batterie domestique d’une capacité d’environ 30 kWh — dont 8 kWh réservés pour pallier d’éventuels blackouts — serait plus adaptée à ma situation

Ce que révèle structurellement cette analyse  :

Niveau	Problème	Solution
Journée	Décalage horaire	Batterie plus grande
Saison	Manque hivernal	Éolien / stockage saisonnier
Structurel	Pic de demande (PAC, VE)	Pilotage intelligent

Le système optimal ne se réduit pas à la combinaison « photovoltaïque + batterie », mais s’inscrit davantage dans une logique « photovoltaïque + batterie + source complémentaire hivernale ». Une installation photovoltaïque seule ne permet pas de répondre à la contrainte structurelle de la saison froide.

L’autonomie énergétique ne se mesure pas uniquement en bilan annuel, mais relève d’une dynamique temporelle multi-échelle. On peut en distinguer trois niveaux :

• l’échelle horaire (rôle de la batterie),
• l’échelle journalière (dimensionnement adéquat de l’installation),
• l’échelle saisonnière (apport complémentaire du vent ou, à plus long terme, de l’hydrogène).

Un premier objectif peut être d’ordre économique. Toutefois, l’intérêt strictement financier n’est pas évident. En ce qui concerne l’installation photovoltaïque, le levier principal réside dans l’économie réalisée sur les kWh autoconsommés ainsi que dans le revenu provenant des kWh injectés dans le réseau. Prenons comme base les paramètres suivants :

• Installation PV : 12 kWc
• Production annuelle : ~11 000 kWh
• Prix électricité achat : ~0,25–0,30 €/kWh
• Prix injection : ~0,12–0,16 €/kWh
• Coût PV installée : 1 400–1 700 €/kWc
• → Total PV ≈ 17 000–20 000 €
• Batterie 12 kWh : 9 000–12 000 €
• Batterie 30 kWh : 18 000–25 000

Hypothèses économiques :

• Économie liée à l’autoconsommation : 3 850 kWh × 0,25 € = 962,50 €
• Revenu lié à l’injection : 7 150 kWh × 0,13 € = 929,50 €
• Gain total annuel brut : 962,50 € + 929,50 € = 1 892 €

En supposant un coût d’installation de 18 000 €, le temps d’amortissement (ordre de grandeur, sans actualisation ni frais d’entretien) serait :
18 000 € / 1 892 € ≈ 9,5 ans.

Avec une aide publique de 15 000 €, le montant réellement à amortir serait réduit à 3 000 €, ce qui ramènerait le temps d’amortissement à environ 1,6 an.

 L’amortissement de la batterie repose essentiellement sur l’augmentation du taux d’autoconsommation. Plus celui-ci augmente, moins de kWh sont injectés dans le réseau et davantage d’électricité est valorisée au prix plein du kWh consommé.

Supposons que le taux d’autoconsommation passe de 35 % à 65 %. Sur une production annuelle de 11 000 kWh, l’autoconsommation passerait ainsi de 3 850 kWh à 7 150 kWh, soit 3 300 kWh supplémentaires autoconsommés grâce à la batterie.

• Gain brut lié à l’autoconsommation supplémentaire : 3 300 kWh × 0,25 € = 825 € par an
• Toutefois, cette augmentation se traduit par une baisse équivalente de l’injection dans le réseau. L’injection passerait de 7 150 kWh à 3 850 kWh, soit une diminution de 3 300 kWh.
• Perte de revenu d’injection : 3 300 kWh × 0,13 € = 429 € par an
• Gain net annuel lié à la batterie : 825 € – 429 € = 396 € par an
• Pour un coût de batterie estimé à 12 000 €, le temps d’amortissement serait donc : 12 000 € / 396 € ≈ 30 ans.
• Si le prix de l’électricité augmentait à 0,40 € par kWh (en supposant que le tarif d’injection reste inchangé), le gain brut deviendrait : 3 300 × 0,40 € = 1 320 € et le gain net s’élèverait à : 1 320 € – 429 € = 891 € par an
• L’amortissement serait alors de : 12 000 € / 891 € ≈ 13 à 14 ans.

Toutefois, la rentabilité dépendra fortement de l’évolution des prix de l’électricité, des tarifs d’injection et, surtout, de la durée de vie réelle de la batterie.

Si la subvention de la batterie s’élevait à 2 250 €, le montant à amortir serait réduit à 9 750 €. Dans ce cas, l’amortissement s’effectuerait en environ 11 ans (9 750 € / 891 € ≈ 10,9 ans).

 

Les avantages d’une batterie doivent donc être recherchés sur d’autres plans, notamment celui de la sécurité énergétique. Celle-ci a un coût et ne s’amortit pas nécessairement au sens strict : une batterie de 12 kWh représente un investissement unique d’environ 12 000 €, soit l’équivalent de deux à trois vacances pour une famille de quatre personnes. Cela reste néanmoins envisageable si l’objectif prioritaire est la sécurité énergétique.

Même si la rentabilité pure présente des limites, un tel système permet d’acquérir une moindre dépendance vis-à-vis des fluctuations des prix de l’électricité. Si ces prix augmentaient fortement, l’ensemble des calculs précédents serait modifié. La batterie constitue ainsi une forme de protection contre la hausse des prix.

L’installation photovoltaïque agit comme une « couverture » contre la volatilité des prix de marché, tandis que la batterie réduit la dépendance aux heures les plus coûteuses et permet, le cas échéant, de tirer parti d’une tarification dynamique.

À titre de comparaison, le prix du kWh s’élève actuellement à environ 0,4034 €/kWh en Allemagne. Il serait intéressant d’effectuer les mêmes calculs dans ce contexte pour mesurer l’impact de prix plus élevés.

Un deuxième objectif consiste à se prémunir, dans une certaine mesure, contre les conséquences d’un blackout. La batterie n’est alors plus uniquement un instrument financier, mais contribue à la sécurité d’approvisionnement. Elle permet d’alimenter les circuits essentiels de la maison — réfrigérateur, congélateur, chauffage, etc. — en cas de défaillance du réseau. On ne demande pas à une assurance incendie d’être rentable lorsqu’il n’y a pas d’incendie.

La batterie peut ainsi accroître l’autonomie journalière. En revanche, l’autonomie saisonnière demeure hors de portée avec une batterie seule au Luxembourg.

L’éolienne peut accroître la rentabilité d’une batterie si sa production intervient principalement lorsque l’ensoleillement est faible, c’est-à-dire surtout en hiver ou en dehors des heures solaires. Dans ce cas, la production éolienne génère des surplus supplémentaires susceptibles d’être stockés, ce qui augmente le nombre de cycles utiles de la batterie.

Si la batterie « travaille » plus fréquemment grâce à une source d’électricité complémentaire, son coût fixe se répartit sur un volume plus important de kWh effectivement stockés puis restitués. Sa rentabilité relative peut ainsi s’améliorer.

Cette amélioration dépend toutefois de plusieurs conditions : la production éolienne doit être réellement complémentaire à la production photovoltaïque ; la capacité de stockage doit être suffisante pour absorber les surplus ; enfin, le différentiel entre le prix d’achat de l’électricité et le tarif d’injection doit rester significatif.

 

 Conclusion :

Les considérations relatives à une batterie dans un triptyque « PV – (éolienne) – batterie » dépendent de nombreux facteurs. Il convient, en premier lieu, de clarifier les objectifs d’un tel système avant d’en définir la configuration. Le gain financier ne constitue pas — et ne peut constituer — l’objectif premier si l’on vise prioritairement l’autoconsommation, pour les raisons évoquées précédemment.

Une autre option consiste à injecter la totalité de la production dans le réseau à un tarif d’injection garanti, ce qui réduit l’installation à une centrale photovoltaïque seule, sans batterie ni équipements de stockage. Après amortissement, l’installation génère alors un bénéfice annuel pouvant s’élever à plusieurs milliers d’euros.

À titre d’ordre de grandeur, une installation photovoltaïque de 12 kWc produisant environ 12 000 à 13 000 kWh par an pourrait générer un revenu annuel d’environ 1 600 €, selon le tarif d’injection en vigueur.

Une installation de 30 kWc (implantée en pleine nature) pourrait produire environ 31 000 kWh par an et générer un revenu de l’ordre de 4 000 €. Le coût d’investissement serait d’environ 55 000 € hors aides publiques, lesquelles peuvent être substantielles et modifier sensiblement la rentabilité du projet.

Dans le dernier cas de figure, la logique change : on passe d’une logique d’autonomie à une logique quasi-investissement productif. Ce modèle dépend fortement de la stabilité du tarif d’injection, du cadre réglementaire et de la capacité du réseau à absorber la production.   Il n’apporte pas de sécurité énergétique individuelle en cas de blackout.