Une installation photovoltaïque sans batterie produit de l'électricité uniquement pendant les heures d'ensoleillement. Or, dans un foyer classique, seulement 25 à 40 % de la consommation a lieu en journée ; le reste se concentre le matin tôt, le soir et la nuit. Sans stockage, le surplus part sur le réseau à un tarif très inférieur au prix d'achat.

La batterie de stockage résout ce décalage : elle absorbe le surplus solaire en journée et le restitue quand les panneaux ne produisent plus. Cela augmente à la fois le taux d'autoconsommation (part de la production consommée sur place) et le taux d'autarcie (part de la consommation couverte par le solaire).

L'arrêté du 1^er juin 2026, qui modifie l'arrêté tarifaire du 6 octobre 2021, a ramené le tarif de rachat du surplus à 0,011 €/kWh pour les installations de 9 kWc ou moins, et supprimé la prime à l'autoconsommation pour les demandes de raccordement déposées à partir de cette date. Dans la même tranche de puissance, la vente en totalité n'est plus éligible : seule la vente du surplus subsiste.

Côté achat, le tarif réglementé de vente s'établit à 0,2001 €/kWh TTC en option Base 6 kVA depuis le 1^er août 2026. L'écart entre les deux est le moteur de toute l'économie du stockage :

Un kWh consommé chez soi vaut donc aujourd'hui environ 18 fois un kWh revendu, contre un rapport de l'ordre de 6 pour 1 sous l'ancien tarif. La conséquence est double, et elle n'est pas intuitive : la réforme améliore l'intérêt relatif d'une batterie, puisque chaque kWh qu'elle décale rapporte davantage, mais elle dégrade l'économie d'ensemble du projet photovoltaïque, puisque la prime a disparu et que le surplus non stocké ne rapporte presque plus rien.

Les deux tarifs ci-dessus sont les valeurs par défaut du simulateur. Ce sont des champs modifiables : si votre contrat de rachat a été signé avant la réforme, saisissez le tarif de votre contrat, qui reste garanti sur sa durée.

En autoconsommation reliée au réseau (le cas de la quasi-totalité des maisons en France), la batterie n'a pas vocation à rendre le foyer autonome : elle sert à décaler le surplus solaire de la journée vers la soirée et la nuit. Sa capacité utile idéale est donc bornée par deux volumes journaliers :

Inutile de stocker plus que votre surplus moyen — la batterie ne se remplirait jamais — ni plus que votre consommation nocturne — elle ne se viderait jamais.

La capacité affichée par les fabricants est la capacité nominale. Pour obtenir la capacité réellement exploitable, on applique la profondeur de décharge (DoD), soit 95 % pour une batterie lithium LFP moderne :

Soit, pour 5,7 kWh utiles nécessaires : 5,7 / 0,95 = 6 kWh nominaux. En ordre de grandeur, la pratique courante en résidentiel donne 1 à 1,5 kWh de batterie par kWc de panneaux installé — un point de départ, que la simulation jour par jour affine selon votre profil réel.

Enfin, le nombre de cycles annuels, indicateur clé de bon dimensionnement, se déduit de l'énergie réellement déchargée :

En dessous de 200 cycles, la batterie est surdimensionnée : une partie de sa capacité ne travaille jamais. Au-dessus de 350, elle sature et une capacité supérieure apporterait encore des gains.

Ce tableau applique la règle ci-dessus sur un profil de production de référence : Lyon, inclinaison 35°, plein sud, 14 % de pertes système, soit 1187 kWh par kWc et par an. Il est calculé par le moteur de l'outil, avec une répartition de consommation de 35 % en journée. Le simulateur ci-dessus refait le même calcul sur votre ensoleillement et votre profil.

Deux lectures méritent l'attention. D'abord, à puissance donnée, le surplus diurne diminue quand la consommation augmente : une part croissante de la production part directement aux usages de la journée, et il reste moins à stocker. C'est pourquoi la capacité conseillée ne suit pas la consommation de façon monotone — au-delà d'un certain niveau de consommation, c'est le manque de surplus, et non le besoin nocturne, qui limite la batterie.

Ensuite, une installation de 3 kWc plafonne vite : quelle que soit la consommation, elle ne dégage pas de quoi remplir une grosse batterie. Sur ce profil, c'est à partir de 6 kWc que les capacités de 10 kWh et plus commencent à se justifier.

Le taux d'autoconsommation mesure le pourcentage de votre production solaire que vous utilisez directement ou via la batterie, plutôt que de l'injecter sur le réseau. Un taux élevé signifie que vous valorisez bien votre production, puisque chaque kWh autoconsommé évite un achat réseau.

Le taux d'autarcie (ou autosuffisance) mesure le pourcentage de votre consommation totale couvert par le solaire. C'est votre indicateur d'indépendance énergétique.

Les deux ne se lisent jamais séparément, car ils varient en sens inverse avec la taille du champ. Une petite installation sur une grosse consommation atteint sans effort 100 % d'autoconsommation et une autarcie faible : tout ce qu'elle produit est absorbé, mais elle ne couvre qu'une fraction des besoins. Une grosse installation sur une petite consommation fait exactement l'inverse. L'abaque ci-dessus le montre ligne par ligne.

Attention aux rendements décroissants : doubler la taille de la batterie ne double pas l'autarcie. Au-delà d'un certain seuil, les surplus d'été sont trop importants pour être absorbés en une nuit, et la production hivernale est insuffisante pour remplir une grosse batterie.

L'outil simule le fonctionnement d'une batterie jour par jour sur 365 jours, à partir de la production mensuelle rendue par PVGIS pour votre site. Chaque journée se déroule en deux phases :

1. Phase diurne : la production couvre d'abord la consommation de la journée. Le surplus charge la batterie, pertes de conversion appliquées. Ce qui ne rentre pas est injecté sur le réseau.
2. Phase nocturne : la batterie se décharge pour couvrir la consommation de nuit. Quand elle se vide, le reste est soutiré du réseau.

Les hypothèses du modèle sont explicites et ajustables :

• Profondeur de décharge (DoD) : 95 %, valeur courante des batteries lithium-fer-phosphate (LiFePO₄).
• Rendement aller-retour : 90 %, appliqué à la charge. Stocker 1 kWh utile consomme donc 1,11 kWh de production.
• Répartition jour/nuit : ajustable de 15 % à 70 %, 35 % par défaut.

La simulation est rejouée pour 10 capacités, de 0 à 20 kWh nominaux, afin de comparer les résultats et d'identifier le meilleur compromis. La ligne à 0 kWh sert de référence : c'est votre installation sans batterie.

Le tableau de résultats affiche deux recommandations automatiques :

• Recommandation technique (verte) : elle identifie le palier au-delà duquel chaque kWh supplémentaire de batterie apporte un gain marginal très faible. C'est le meilleur compromis entre capacité et efficacité : au-delà, vous payez de la capacité qui ne sert presque jamais.
• Recommandation financière (orange) : elle calcule le retour sur investissement de chaque taille avec un modèle de coût installé de 1 000 € de frais fixes plus 450 € par kWh nominal, et retient celle dont le retour est le plus court. Si technique et financier coïncident, c'est un signal fort.

Ces deux recommandations peuvent diverger, et c'est normal : la première raisonne en énergie, la seconde en euros. Quand la recommandation financière désigne une capacité plus petite, c'est que les frais fixes de l'installation pèsent proportionnellement moins sur les petites batteries.

Le coût d'une batterie lithium LFP installée en résidentiel s'approche de 1 000 € de coûts fixes (onduleur hybride, système de gestion de batterie, pose) plus 450 € par kWh de capacité nominale, soit environ 3 250 € pour 5 kWh et 5 500 € pour 10 kWh. C'est le modèle utilisé par la recommandation financière.

L'économie annuelle dépend de l'écart entre le prix d'achat réseau et la valeur du surplus, soit environ 0,189 € par kWh décalé aux tarifs en vigueur. Une batterie de 6 kWh nominaux réalisant 280 cycles par an décale de l'ordre de 1 600 kWh, ce qui représente environ 300 € par an pour un coût installé d'environ 3 700 €. L'ordre de grandeur du retour sur investissement se situe donc entre 10 et 15 ans selon le profil, à comparer à une durée de vie de 15 à 20 ans.

Deux facteurs jouent dans le bon sens sur la durée : la hausse tendancielle du prix de l'électricité, et la faiblesse du tarif de rachat depuis la réforme, qui rend chaque kWh stocké plus précieux qu'auparavant. Un facteur joue dans l'autre sens : la disparition de la prime à l'autoconsommation pour les nouveaux raccordements.

La batterie virtuelle (ou stockage virtuel) est une alternative contractuelle proposée par certains fournisseurs : votre surplus injecté est comptabilisé en crédit d'énergie, que vous récupérez plus tard en déduction de vos soutirages. Aucun matériel, aucun entretien, pas de limite de capacité, mais deux contreparties importantes : l'énergie restituée reste soumise aux taxes et au tarif d'acheminement (TURPE), qui représentent une part majeure du prix du kWh, et la formule est incompatible avec un contrat de vente du surplus, puisqu'elle suppose l'autoconsommation totale. S'y ajoute souvent un abonnement mensuel indexé sur la puissance de l'installation.

La batterie physique valorise pleinement chaque kWh décalé, reste compatible avec la revente du surplus résiduel, et peut assurer une fonction de secours sur circuits prioritaires en cas de coupure réseau, selon l'onduleur. En contrepartie : un investissement initial de plusieurs milliers d'euros et environ 10 % de pertes de conversion.

Ce simulateur modélise le stockage physique. Les deux chiffres qu'il produit — volume d'énergie décalable et économie annuelle — sont précisément ceux qu'il faut pour comparer une offre de stockage virtuel sur la même base.

Le marché résidentiel est aujourd'hui largement dominé par le lithium-fer-phosphate (LiFePO₄, ou LFP). Cette chimie offre le meilleur compromis sécurité / longévité / coût pour le stockage stationnaire :

• Durée de vie : 4 000 à 6 000 cycles, soit 15 à 20 ans en usage résidentiel.
• Sécurité : risque d'emballement thermique très inférieur à celui des chimies NMC.
• Profondeur de décharge : jusqu'à 95 % sans dégradation accélérée.
• Rendement : 90 à 95 % aller-retour.
• Garantie : typiquement 10 ans ou 80 % de capacité résiduelle.

Les batteries au plomb-acide, encore courantes en site isolé, ne sont plus compétitives en résidentiel raccordé : leur profondeur de décharge utile plafonne autour de 50 % et leur durée de vie en cycles est d'un ordre de grandeur inférieure. À capacité utile égale, il faut donc en acheter environ deux fois plus, et les remplacer bien plus souvent.

Couplage AC ou DC : sur une installation existante, la batterie se raccorde le plus souvent en couplage AC, avec son propre onduleur-chargeur indépendant de l'onduleur photovoltaïque. C'est le montage le plus simple à ajouter, au prix d'une double conversion DC→AC→DC. Sur une installation neuve, le couplage DC via un onduleur hybride évite une conversion et gagne quelques points de rendement. Le rendement aller-retour de 90 % retenu par la simulation couvre les deux configurations sans les flatter.

Pour un site isolé, non raccordé au réseau, la batterie ne sert plus à décaler un surplus : elle doit couvrir plusieurs journées de consommation sans soleil. On raisonne alors en jours d'autonomie :

Cette approche conduit à des capacités bien plus importantes — couramment 15 à 25 kWh et au-delà — et doit être calée sur le mois le plus défavorable, pas sur la moyenne annuelle. Ce n'est pas le calcul mené par cet outil, qui cible l'autoconsommation raccordée au réseau, où le réseau joue le rôle de secours illimité.

Le moteur de cet outil est couvert par une suite de 39 tests automatisés, construite sur des références externes plutôt que sur ses propres sorties.

• Le bilan d'énergie est vérifié à chaque taille de batterie. Sur les dix capacités du catalogue, ce qui est livré aux usages plus ce qui est soutiré du réseau redonne la consommation annoncée, à 0,05 % près — soit l'arrondi d'affichage des pourcentages. Aucune énergie n'apparaît ni ne disparaît en route.
• Le cas sans batterie est recoupé avec une seconde simulation, écrite indépendamment du moteur. Les deux donnent la même énergie soutirée à 0,00 % et la même énergie injectée à 0,001 %. C'est la ligne de référence de tout le tableau : si elle dérivait, toutes les économies affichées dériveraient avec elle.
• L'abaque publié plus haut est produit par le moteur de l'outil, pas recopié à côté de lui. Les capacités qu'il annonce sont celles que le simulateur retient sur le même profil : l'affiché et le calculé ne peuvent pas diverger.
• Les tarifs employés sont ceux des textes en vigueur. Le prix d'achat par défaut est le tarif réglementé de vente au 1^er août 2026, le tarif de rachat celui de l'arrêté du 1^er juin 2026 pour les installations de 9 kWc ou moins. Les tests bloquent toute dérive entre ces valeurs et les chiffres cités sur cette page.
• Les saisies dégradées ne produisent jamais de résultat trompeur. Consommation nulle, production nulle, batterie absente, champ vide ou valeur négative : l'outil renvoie un résultat neutre et jamais une valeur non numérique ou un zéro qui ressemblerait à un calcul abouti.

Références

• Arrêté du 1^er juin 2026 modifiant l'arrêté du 6 octobre 2021 fixant les conditions d'achat de l'électricité produite par les installations photovoltaïques implantées sur bâtiment, hangar ou ombrière d'une puissance crête installée inférieure ou égale à 500 kWc (publié au Journal officiel du 4 juin 2026). Source du tarif de rachat du surplus et de la suppression de la prime à l'autoconsommation. Légifrance
• Décision du 29 juillet 2026 relative aux tarifs réglementés de vente de l'électricité applicables aux consommateurs résidentiels en France métropolitaine continentale, en vigueur au 1^er août 2026, prise sur proposition de la délibération CRE n° 2026-147 du 15 juillet 2026. Source du prix d'achat du kWh réseau. Légifrance
• PVGIS (Photovoltaic Geographical Information System) — Centre commun de recherche de la Commission européenne. Source des données d'irradiation et de la production mensuelle estimée. re.jrc.ec.europa.eu
• Photovoltaique.info — portail de référence sur le photovoltaïque en France, animé par l'association Hespul. Suivi des arrêtés tarifaires successifs et de leurs conditions d'éligibilité. photovoltaique.info