Modèles d'exploitation PV et BESS : Aperçu pour le secteur commercial et industriel

Aperçu rapide :

• Pour les installations photovoltaïques, les entreprises ont fondamentalement deux options : Achat/Exploitation directe (contrôle total, risque d'investissement total) ou Contracting/PPA (aucun apport en fonds propres, l'électricité est achetée à un prix fixe)
• Pour les systèmes de stockage par batterie, la même logique de base s'applique, complétée par un troisième modèle : Achat, Contracting ou CPFS (amortisation combinée par le raccordement au réseau et les revenus de flexibilité)
• À partir de 100 kWp de puissance photovoltaïque, l'obligation de commercialisation directe s'applique ; pour les BESS, le modèle choisi détermine qui perçoit les revenus de la commercialisation de la flexibilité.
• Lorsque le PV et le BESS sont réalisés conjointement, des modèles combinés tels que le CPFS s'ouvrent, amortissant conjointement les coûts d'investissement des deux actifs

Choix du modèle d'exploitation comme décision stratégique

Le choix d'un modèle d'exploitation compte parmi les orientations stratégiques les plus importantes d'un projet photovoltaïque ou de stockage par batteries (BESS). Il détermine qui investit, qui porte la responsabilité technique et économique, et quel est l'impact du projet sur le bilan comptable.

Pour les entreprises qui envisagent les deux technologies, une couche supplémentaire s'ajoute : l'installation photovoltaïque et le système de stockage par batterie peuvent être exploités indépendamment l'un de l'autre – ou financés conjointement via des modèles combinés tels que le CPFS, ce qui peut raccourcir sensiblement la période d'amortissement de l'ensemble du projet. C'est précisément dans le contexte de la réforme de la loi sur les énergies renouvelables (EEG) de 2027 et des évolutions des tarifs de rachat et des obligations de commercialisation qui y sont liées que le choix du modèle adéquat devient de plus en plus complexe – mais aussi économiquement plus pertinent.

Cet article donne un aperçu structuré des modèles d'exploitation photovoltaïque et de stockage par batterie (BESS) les plus courants pour le secteur commercial et industriel, en présente les avantages et les inconvénients respectifs et évalue dans quels cas tel modèle – ou une combinaison de ceux-ci – est le plus rentable.

Modèles d'exploitation de installations PV

Achat/Exploitation directe

Lors de l'achat ou de l'exploitation directe, l'entreprise investit elle-même dans l'installation photovoltaïque et prend en charge tous les domaines de responsabilité. En entière autonomie, cela comprend la planification, le financement, la construction, le raccordement au réseau, l'exploitation et la maintenance. Si une installation solaire clé en main est acquise par l'achat CUBE, les domaines clés complexes sont supprimés. En contrepartie, l'exploitant conserve la contrôle total sur le rendement et la consommation d'électricité, et assume lui-même l'intégralité du risque économique et technique.

Au sein de l'exploitation directe, il existe deux orientations fondamentales qui dépendent des besoins réels en électricité de l'entreprise :

Autoconsommation avec injection du surplus

Pour la plupart des installations commerciales et industrielles, c'est l'option la plus judicieuse sur le plan économique. Étant donné que l'achat d'électricité sur le réseau public est généralement nettement plus cher que le tarif de rachat, chaque kilowattheure produit et consommé directement réduit immédiatement les coûts énergétiques. S'ajoute à cela un effet souvent sous-estimé : sur l'énergie solaire autoproduite et consommée sur place, il n'y a pas de pas de frais de réseau et pas de taxe sur l'électricité En outre, pour les entreprises à forte intensité énergétique et dont la part des coûts fixes est élevée dans la facture d'électricité, cela a un impact sensible sur la sécurité des calculs.

Revente totale de l'électricité – n'est plus attractive que sous certaines conditions

Dans le cas de l'injection totale (Volleinspeisung), la totalité de l'électricité produite est injectée dans le réseau aux tarifs de rachat fixés par la loi EEG. Par la valeurs de marché en baisse pour l'énergie solaire cependant, ces dernières années, ce modèle a connu de façon perceptible a perdu de son attractivité économique – c'est précisément pour les petites et moyennes installations en toiture dans le secteur commercial que la seule voie de l'tarif de rachat légal ne vaut souvent plus la peine.

Si une entreprise dispose de grandes surfaces de toiture pour un faible besoin propre, d'autres voies sont donc souvent plus économiques dans la pratique que la revente totale classique :

• Raccordement direct à une entreprise voisine : L'exploitant vend l'électricité excédentaire directement aux entreprises environnantes, sans passer par le réseau public. Ce modèle permet généralement d'obtenir des prix plus élevés que la rémunération de l'injection totale, aucun agrégateur n'intervenant et l'approvisionnement étant généralement plus avantageux pour l'acheteur que l'achat d'électricité classique sur le réseau.
• Commercialisation via le périmètre d'équilibre : Alternativement, le surplus d'électricité est revendu à un acheteur via un périmètre de bilan. L'exploitant y réalise généralement des revenus plus élevés qu'avec une injection totale pure. Les prix sont librement négociables au lieu d'être fixés par la loi.

Cependant, l'injection totale reste une option pertinente pour les grandes installations au sol, en particulier lorsqu'aucun acheteur n'est disponible à proximité immédiate ou que la quantité d'électricité produite dépasse nettement les besoins locaux. Dans la pratique, pour des projets de cette envergure, un PPA hors site (offsite PPA) s'avère toutefois souvent la voie économiquement la plus attrayante.

Obligation de commercialisation directe à partir de 100 kWc

À partir d'une puissance installée de 100 kWp, l'obligation légale de commercialisation directe s'applique. Pour ce faire, l'électricité solaire injectée n'est plus vendue par le biais d'un tarif de rachat fixe, mais par l'intermédiaire d'un commercialisateur direct sur la bourse de l'électricité. Le produit de la vente se compose de la valeur de marché obtenue et d'une prime de marché qui compense la différence avec la valeur déterminée par la loi. L'électricité photovoltaïque autoconsommée est exclue de cette obligation ; elle n'est donc pertinente que pour la part injectée.

De plus, à partir de 100 kWp, l'obligation technique de contrôlabilité à distance conformément à l'article 9 de la loi allemande sur les énergies renouvelables (EEG) s'applique : le gestionnaire de réseau doit pouvoir contrôler et réduire la puissance de l'installation à distance en cas de menace de surcharge du réseau, pour quoi une technique de téléconduite correspondante (par ex. Règlement EZA) est requis.

AvisL'obligation de commercialisation directe elle-même ne change pas fondamentalement avec la réforme de la loi EEG de 2027. Cependant, le nouveau modèle de Contrat pour la Différence (CfD) remplace l'aide EEG et la rémunération de l'injection actuelles. En savoir plus dans l'article sur EEG 2027 et paquet réseau.

PV-Contracting (PPA)

Dans le cadre du modèle Contracting, ce n'est pas l'entreprise elle-même qui investit dans l'installation photovoltaïque, mais un prestataire de services énergétiques (contractant). Le prestataire prend entièrement en charge le financement, la construction, l’exploitation et la maintenance ; l’entreprise se contente de mettre à disposition la surface de toiture et achète l’électricité produite sur place à un prix fixé contractuellement. L’avantage décisif : il n’y a pas d’investissement initial et le risque d’exploitation, tant technique qu’économique, incombe au prestataire.

CUBE Contracting est comme Contrat d'achat d'électricité (CAE) conçu – un contrat d'achat d'électricité à long terme entre l'exploitant de l'installation et le client. Selon l'emplacement de l'installation par rapport au consommateur, on distingue deux formes de base :

PPA sur site

L'installation photovoltaïque sera érigée directement sur le site de l'entreprise, par exemple sur le toit du hall. La production et la consommation ayant lieu au même endroit, les frais de réseau et la taxe sur l'électricité sont supprimés, ce qui représente un avantage financier direct par rapport à l'approvisionnement par le réseau. Les excédents qui dépassent l'autoconsommation sont injectés dans le réseau public. Si la puissance solaire ne suffit pas pendant les heures de pointe, le contrat d'électricité résiduelle existant prend le relais automatiquement.

PPA hors site

L'unité de production et les consommateurs se trouvent sur des sites différents – par exemple lorsqu'une entreprise ne dispose pas de surfaces appropriées, mais souhaite tout de même profiter d'électricité verte à prix fixe. L'affectation s'effectue par bilan via les périmètres d'bilan, le courant continue de circuler physiquement via le réseau régulier, c'est pourquoi des frais de réseau sont appliqués. Comme aucune livraison physique n'a lieu, la transmission de garanties d'origine (GO) un rôle central dans le bilan de durabilité de l'acheteur.

AvisVous trouverez ici une description plus détaillée de Conception de PPA hors site.

Le choix de la variante de PPA par une entreprise dépend principalement de la surface disponible et de sa propre courbe de charge : si la surface de toit suffit pour les besoins propres, l'option On-Site est généralement la plus économique. Si les surfaces appropriées font défaut ou si un grand projet tel qu'un parc solaire doit être commercialisé, l'option Off-Site passe au premier plan, comme l'illustre la section précédente avec l'exemple du parc solaire dans le sud de l'Allemagne.

Excursus : Approvisionnement collectif des bâtiments (GGV) et électricité pour les locataires

Outre l'achat/l'exploitation directe et les modèles Contracting/PPA, il existe deux autres modèles d'exploitation photovoltaïque qui s'avèrent particulièrement pertinents dans les configurations impliquant plusieurs parties prenantes, par exemple dans le cas d'immeubles commerciaux comptant plusieurs locataires ou de biens à usage mixte.

Alimentation collective des bâtiments (ACB)

Ceux avec le Paquet solaire I Introduite en mai 2024, la GGV permet de distribuer directement l'électricité solaire produite sur place à plusieurs parties d'un même bâtiment, sans passer par le réseau public. Si la production propre ne suffit pas, les besoins restants sont couverts automatiquement par les contrats d'électricité résiduelle existants de chaque locataire ; contrairement au modèle d'électricité pour locataires (Mieterstrom), l'exploitant n'est pas soumis ici à une obligation d'approvisionnement total.

Courant pour locataire

Dans le modèle d'électricité pour locataires, l'exploitant de l'installation perçoit, en plus des revenus de la vente d'électricité, une prime étatique pour l'électricité des locataires. En contrepartie, il doit garantir un approvisionnement complet des locataires participants – même lorsque l'installation photovoltaïque ne produit pas d'électricité. Cette charge administrative et technique plus élevée rend le modèle intéressant principalement pour les grands complexes résidentiels ou commerciaux comptant de nombreuses parties.

Pour l'utilisateur commercial ou industriel individuel classique, les deux modèles ne constituent généralement pas le premier choix, car ils sont conçus pour des configurations à plusieurs parties. Cependant, dès lors que plusieurs locataires ou unités d'utilisation doivent être approvisionnés sur un terrain ou dans un bâtiment, il vaut la peine d'y regarder de plus près.

Vous trouverez une analyse détaillée des acteurs, des composantes contractuelles et des clés de répartition dans nos articles spécialisés sur alimentation collective des bâtiments et pour Modèle d'électricité pour locataires.

Modèles d'exploitation de BESS

En ce qui concerne les systèmes de stockage par batterie, la logique est en principe la même que pour le photovoltaïque. Là encore, on a le choix entre les modèles de base « achat » et « Contracting ». Toutefois, un troisième modèle combiné, le CPFS, s'est imposé pour les systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) ; il est spécialement adapté aux particularités économiques des projets de stockage.

Achat/Régie interne

Lors de l'achat, l'entreprise investit elle-même dans le système de stockage par batterie et l'exploite sous sa propre responsabilité. Comme pour l'exploitation directe du photovoltaïque, cela signifie : un contrôle total sur l'installation et sur l'ensemble des revenus générés – mais en contrepartie également une immobilisation totale du capital ainsi que le risque d'exploitation technique et économique.

Pour la rentabilité d'un système de stockage exploité en propre, il est crucial de savoir comment l'exploitant utilise l'installation : uniquement derrière le point de raccordement au réseau pour l'optimisation de l'autoconsommation et l'écrêtage des pointes de charge (Behind-the-Meter, BTM), ou en plus sur le marché de l'électricité pour la commercialisation active de la flexibilité (Front-of-the-Meter, FTM). Ceux qui optent pour une exploitation propre et souhaitent générer des revenus FTM ont généralement besoin d'un agrégateur de flexibilité.

Étant donné que les entreprises supportent l'intégralité du risque lors de l'achat, une prévision de revenus solide est particulièrement importante, en particulier pour les projets financés par emprunt, notamment en lien avec le modèle de commercialisation choisi.

Contracting

Dans le cadre du projet BESS-Contracting, CUBE CONCEPTS, en tant que prestataire, prend en charge l'investissement, l'exploitation et la commercialisation du système de stockage. L’entreprise met à disposition le terrain et le point de raccordement au réseau, et perçoit une part des recettes convenue contractuellement. Et ce, sans investissement propre et sans risque technique lié à l’exploitation.

Ce modèle convient particulièrement aux entreprises qui souhaitent bénéficier des avantages économiques d'un système de stockage, sans immobiliser de capital ni développer leur propre savoir-faire en matière d'exploitation du stockage et de valorisation de la flexibilité.

CPFS (CUBE Profit Flex Solution®)

CPFS est un modèle développé par CUBE CONCEPTS, spécialement conçu pour l'amortissement du raccordement au réseau. L'idée de base : les revenus tirés de la valorisation de la flexibilité du système de stockage sont utilisés de manière ciblée pour le refinancement. Cela améliore l'attractivité économique du projet global, en particulier dans le cas de raccordements au réseau rares ou dont la capacité est limitée.

Contrairement au modèle classique Contracting, le CPFS met l'accent sur la combinaison entre l'amortissement du raccordement au réseau et les recettes « Flex ». Pour les entreprises, cela signifie qu'elles bénéficient des recettes dès le premier jour de mise en service, sans avoir à investir elles-mêmes.

Le niveau de rendement : commercialisation de la flexibilité

Que le système de stockage soit acheté, exploité en mode Contracting ou via CPFS : dès lors que l'installation est compatible FTM et participe activement au marché de l'électricité, il faut un partenaire pour commercialiser cette flexibilité. Ce niveau de rendement ne constitue pas un modèle d’exploitation autonome, mais une couche de commercialisation dont la configuration varie en fonction du modèle choisi : en cas d’exploitation en propre, c’est l’entreprise qui choisit et mandate le commercialisateur ; dans le cadre des coopérations avec des partenaires, c’est CUBE CONCEPTS qui s’en charge pour les modèles Contracting et CPFS.

Pour découvrir en détail comment fonctionne la commercialisation de la flexibilité, quels sont les modèles de contrat existants (partage des bénéfices, prix plancher) et quels sont les critères à prendre en compte lors du choix d'un partenaire, consultez notre article consacré à Commercialisation de la flexibilité pour les exploitants de BESS.

Modèles d'exploitation combinés PV+BESS

Sur Co-localisation des systèmes de stockage d'énergie par batterie (Batteriespeicher in Verbindung mit PV-Anlage) lassen sich beide Assets grundsätzlich unabhängig voneinander betreiben. Strategisch sinnvoller ist es jedoch häufig, sie als un projet global à considérer. En effet, dès lors que les deux actifs utilisent le même raccordement au réseau, leur stratégie de valorisation doit être coordonnée.

La colocation comme stimulateur économique

Un raccordement au réseau doté d'une capacité suffisante est souvent le facteur limitant et le plus coûteux d'un projet, qu'il soit utilisé pour le photovoltaïque, le stockage par batteries (BESS) ou les deux. En cas de combinaison, l'installation photovoltaïque et le système de stockage se partagent cette infrastructure. La production d'électricité propre et les revenus liés à la flexibilité se complètent et garantissent globalement des délais d'amortissement nettement plus courts.

À cela s'ajoutent d'autres avantages opérationnels. Un système de stockage absorbe par exemple les pics de production photovoltaïque et les réinjecte de manière différée. Cela augmente l'autoconsommation et soulage le raccordement au réseau. Pour les installations dont l'injection est limitée ou dont la capacité de raccordement au réseau est restreinte, il crée ainsi une marge de manœuvre économique supplémentaire. Dans le cas de l'écrêtement des pointes (peak shaving), le système de stockage poursuit exactement l'approche inverse : il réduit les pics de charge prélevée et garantit ainsi des frais d'acheminement du réseau moins élevés.  

Modèles d'exploitation PV ≠ Modèles d'exploitation combinés

Quiconque planifie du photovoltaïque et un système de stockage d'énergie par batterie (BESS) auprès d'un même fournisseur bénéficie d'une conception coordonnée des deux actifs. Cela commence par le dimensionnement, passe par la planification du raccordement au réseau et va jusqu'à la stratégie de commercialisation. Les fournisseurs qui se concentrent exclusivement sur les modèles d'exploitation photovoltaïque ne peuvent naturellement pas refléter ces synergies, car la combinaison avec un stockage sort de leur champ de compétences.

Pour les entreprises, cela signifie que celles qui envisagent à terme à la fois le photovoltaïque et le stockage par batterie (BESS) ne doivent pas prendre la décision concernant un modèle d'exploitation de manière isolée pour chaque actif, mais examiner dès le début si une solution combinée est plus judicieuse sur le plan économique.

Tableau comparatif global des modes d'exploitation

Quels modèles d'exploitation conviennent à votre entreprise ?

• Entreprises disposant de capitaux propres élevés et désireuses d'un contrôle total : Achat/exploitation directe – pour le PV comme pour les BESS, pour autant que les capacités d'exploitation et de commercialisation soient disponibles.
• Entreprises sans budget d'investissement, axées sur la réduction des coûts : PV-Contracting/PPA ou BESS-Contracting – aucun apport en capital, recettes ou coûts prévisibles
• Entreprises disposant d'une capacité de raccordement au réseau limitée pour le stockage : BESS-CPFS – L'amortissement par les revenus de la flexibilité rend également rentables les projets de stockage dont le raccordement au réseau est restreint
• Entreprises qui prévoient d’installer conjointement un système photovoltaïque et un système de stockage d’énergie (BESS) sur un même site : le système photovoltaïque et le BESS peuvent être mis en place sur le même point de raccordement au réseau ; le système de stockage peut être financé via le CPFS, tandis que l’installation photovoltaïque est gérée séparément, soit par achat, soit via le modèle Contracting ; une conception technique commune assurée par un seul et même prestataire reste néanmoins judicieuse.
• Immobilier commercial multi-locataires : examiner l'autoconsommation collective (GGV) ou l'électricité pour locataires en tant que modèles spécifiques

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