Frédéric Joffre, Ingénieur, Consultant pour la société d’ingénierie Tecsol, fera partie des experts de la formation Tecsol dédié au stockage du 24 septembre prochain. Avant-goût de l’événement en trois questions ! Â
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. Et c’est une bonne nouvelle. Aujourd’hui, le modèle économique bascule d’un marché subventionné vers un marché naturel, où le stockage rend un projet solaire rentable en vendant sa production aux heures qui ont le plus de valeur. 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 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.
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 fortement exposés au risque et veulent une part de revenus garantie. D’autant que la batterie est devenue une commodité industrielle. En 2016, 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 avec une densité multipliée par 3, les cycles par 5 à 8, une stabilité, et un coût du kWh cyclé divisé par dix en cinq ans. Le coût clé en main d’un BESS a 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 projet par deux. A noter, l’arrivée du sodium-ion sur le stationnaire. Ni lithium, ni cobalt, ni nickel, ni cuivre mais 15 000 à 20 000 cycles, garantie 30 ans, une technologie annoncée par CATL en juin 2026. Selon BCG (juillet 2026), ce n’est pas une meilleure batterie mais un autre compromis. La cellule coûte encore 60-70 $/kWh contre 45-50 pour le LFP. La parité est plausible vers 2030.
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, 9h-12h15 et 13h45-17h – 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 vus avec Corinne Lepage. 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 !
