Le Shandong a récemment publié trois documents d’orientation importants liés à l’intégration des énergies renouvelables.
Le premier est l’Avis de consultation publique sur certains paramètres de prix du marché spot de l’électricité, publié par la Commission provinciale du développement et de la réforme du Shandong. La proposition abaisserait le plancher d’offre d’énergie de -80 RMB/MWh à -120 RMB/MWh et le plancher du prix de compensation de -100 RMB/MWh à -140 RMB/MWh.
Le deuxième est la Lettre sur l’optimisation supplémentaire du mécanisme de tarification selon les heures d’utilisation, publiée conjointement par la Commission provinciale du développement et de la réforme du Shandong, le Bureau de régulation de l’énergie du Shandong et l’Administration de l’énergie du Shandong. State Grid Shandong a ensuite publié les périodes tarifaires ajustées selon les heures d’utilisation, qui entreront en vigueur le 1er octobre 2026.
Le troisième est l’Avis sur l’accélération du développement de haute qualité du stockage d’énergie associé aux centrales d’énergie renouvelable, publié par l’Administration de l’énergie du Shandong. Le document précise davantage les plafonds de puissance de stockage, l’attribution de capacité d’accès au réseau, les appels d’offres conjoints renouvelable-stockage, ainsi que les exigences de charge et de décharge.
Les trois documents opèrent à différents niveaux du marché. Les paramètres de prix du marché spot affectent la compensation de gros, les tarifs selon les heures d’utilisation influencent principalement les consommateurs industriels et commerciaux, tandis que la directive sur le stockage régit les opérations côté centrale. Néanmoins, tous trois répondent au même problème structurel : à mesure que la capacité photovoltaïque installée du Shandong continue de croître, la mi-journée devient de plus en plus une période d’excédent d’électricité et de pression à la baisse sur les prix.
Pour les projets photovoltaïques, l’attention se déplace donc de la question de savoir si l’électricité peut être produite vers celle de savoir combien cette électricité vaut lorsqu’elle atteint le marché. Le dernier ensemble de mesures du Shandong pousse le secteur au-delà d’un modèle fondé sur le volume vers une gestion plus fine du moment de production et de la valeur de l’électricité.
212 heures creuses profondes supplémentaires élargissent la fenêtre de consommation de mi-journée
Les périodes tarifaires révisées du Shandong selon les heures d’utilisation entreront en vigueur le 1er octobre 2026. Selon le nouveau calendrier, le total annuel des heures creuses passera de 2 185 à 2 520, soit une augmentation de 335 heures. Les heures creuses profondes passeront de 819 à 1 031, soit une augmentation de 212 heures.
Les périodes creuses supplémentaires sont concentrées autour des heures de forte production solaire. De mars à juin, la fenêtre creuse s’étendra de 08h00 à 15h00, avec une période creuse profonde de 10h00 à 14h00. De septembre à novembre, la fenêtre creuse commencera à 09h00, avec une tarification creuse profonde appliquée de 11h00 à 14h00.
Associé à des ajustements tarifaires de 70 % en dessous du tarif normal pendant les heures creuses et de 90 % en dessous du tarif normal pendant les heures très creuses, le nouveau calendrier envoie un signal de prix de détail plus clair aux consommateurs industriels et commerciaux pour qu'ils déplacent une partie de leur demande d'électricité vers le milieu de la journée.
Les effets les plus immédiats se feront sentir du côté de la demande. La production industrielle, les systèmes de refroidissement et de chauffage, les infrastructures de recharge des véhicules électriques, le stockage derrière le compteur et les centrales électriques virtuelles pourraient tous ajuster leurs horaires de fonctionnement en réponse aux périodes tarifaires révisées. Si la demande de midi augmente en conséquence, cela créera effectivement un réservoir de demande plus important pour la production solaire.
Cependant, les tarifs heures pleines/heures creuses industriels et commerciaux ne doivent pas être assimilés aux prix de gros au comptant perçus par les centrales photovoltaïques. Les premiers modifient le coût de l'électricité pour les utilisateurs finaux, tandis que les seconds déterminent le résultat du règlement pour les producteurs participant au marché de gros. Le lien entre les deux dépend encore des contrats de détail, de la réponse à la demande et de la compensation du marché au comptant. Une augmentation des heures très creuses n'améliorera pas automatiquement les revenus des centrales photovoltaïques.
Une réduction de 40 RMB/MWh prolonge la queue de distribution des prix à la baisse
Tout en élargissant la fenêtre de demande de midi, le Shandong propose également d'élargir la fourchette de baisse autorisée de son marché au comptant.
Selon la proposition de consultation, le prix plancher des offres d'énergie tomberait à -120 RMB/MWh et le plancher de compensation à -140 RMB/MWh, ce qui représente une réduction de 40 RMB/MWh dans les deux cas. Les plafonds de prix des offres et de compensation resteraient inchangés, à respectivement 1 300 RMB/MWh et 1 500 RMB/MWh.
Les données horaires du 1er janvier au 7 septembre 2026 montrent que les prix au comptant journaliers et en temps réel du Shandong suivent déjà un schéma prononcé de creux à midi et de pic en soirée. Le prix journalier moyen est tombé à 103,52 RMB/MWh à 13h00 avant de remonter à 460,83 RMB/MWh à 19h00, créant un écart intrajournalier de 357,31 RMB/MWh. Le prix moyen en temps réel a également atteint son minimum quotidien à 13h00, à 112,55 RMB/MWh, avant d'augmenter à 457,58 RMB/MWh à 19h00.
Ces chiffres ne signifient pas que les prix horaires moyens baisseront de manière générale après l'abaissement des prix planchers. Les moyennes horaires actuelles restent positives, tandis que le prix plancher contraint principalement les résultats de prix extrêmes pendant les périodes de forte surproduction. L'ajustement est donc plus susceptible d'affecter la profondeur des prix négatifs, le temps passé au plancher et la forme de la distribution des prix à la baisse que de faire mécaniquement baisser l'ensemble de la courbe des prix moyens.
Cette distinction est essentielle pour évaluer l’impact sur les producteurs photovoltaïques. Pendant les périodes d’excédent d’offre en milieu de journée, les prix auront davantage de marge pour baisser jusqu’à ce que le marché atteigne l’équilibre. Le faible coût marginal de la production renouvelable peut être mieux reflété dans les offres et l’ordre d’appel, mais les volumes photovoltaïques exposés au marché subiront aussi une queue de prix négatifs plus profonde.
L’électricité couverte par le mécanisme de tarification des énergies renouvelables bénéficie d’une certaine protection des revenus grâce à un règlement de type contrat pour différence. En revanche, les volumes hors mécanisme et l’électricité supplémentaire vendue directement sur le marché sont plus exposés aux fluctuations des prix au comptant. À mesure que la part de l’électricité vendue sur le marché augmente, produire davantage d’électricité ne se traduira plus nécessairement par des revenus plus élevés.
Le plafond de puissance de stockage photovoltaïque relevé à 50 % — mais ce n’est pas un ratio obligatoire
Dans un contexte d’exposition accrue à la baisse des prix, les nouvelles règles du Shandong relatives au stockage d’énergie associé aux centrales renouvelables revêtent une importance accrue.
Selon la nouvelle directive, le plafond de puissance de stockage des projets photovoltaïques a été relevé de 30 % à 50 %, tandis que celui des projets éoliens reste fixé à 30 %. Cet ajustement permet aux centrales photovoltaïques d’intégrer des systèmes de stockage plus importants dans leur exploitation conjointe. Toutefois, le seuil de 50 % est un ratio de puissance maximal autorisé, et non une exigence de stockage obligatoire. Il ne doit pas être interprété comme imposant à chaque projet photovoltaïque d’installer un stockage égal à 50 % de sa capacité de production.
Le « ratio photovoltaïque-éolien de 4:1 » précisé dans la politique prête également à confusion. Il ne s’agit ni d’un ratio de capacité renouvelable-stockage, ni d’une obligation pour les projets photovoltaïques d’installer un stockage dans un rapport de 1:4. Il s’agit plutôt d’un coefficient de pondération utilisé lorsque la capacité d’accès au réseau disponible pour le stockage associé est insuffisante.
Dans de telles conditions, la capacité d’accès sera répartie en fonction de l’échelle pondérée des projets d’énergie renouvelable associés. Les projets photovoltaïques reçoivent un coefficient de quatre, tandis que les projets éoliens reçoivent un coefficient de un. Pour deux projets renouvelables de capacité égale, la valeur pondérée du projet photovoltaïque serait donc quatre fois celle du projet éolien.
La politique n’exige pas directement des projets photovoltaïques qu’ils installent du stockage, mais elle leur accorde une pondération plus élevée lors de l’attribution d’une capacité d’accès au stockage limitée. La logique du système est claire : la production photovoltaïque est fortement concentrée autour de midi et est donc plus susceptible que la production éolienne de créer des excédents d’offre simultanés et une pression à la baisse sur les prix. Le stockage peut déplacer une partie de cette électricité vers le pic de fin d’après-midi et de soirée.
Plus important encore, le Shandong positionne le stockage colocalisé comme une ressource d’exploitation et de négoce, plutôt que comme une simple exigence de développement de projet. La directive permet à la production renouvelable et au stockage associé de participer conjointement aux appels d’offres et à l’exploitation. Les centrales devront coordonner les prévisions de production, les prix spot et l’état de charge des batteries lors de l’élaboration des programmes de marché.
Sauf lorsqu’il est dispatché par le réseau ou dans d’autres circonstances précisées, le stockage colocalisé est généralement tenu de se charger à partir du projet d’énergie renouvelable associé. Sa valeur dépendra donc de plus en plus des prévisions, des stratégies de charge et de décharge et de la gestion du risque d’écart, plutôt que de la seule réalisation de la construction du stockage.
Les trois politiques indiquent-elles une coordination renforcée entre solaire et stockage ?
Considérées séparément, la proposition de prix plancher sur le marché spot est une réforme du marché de gros, l’ajustement des tarifs selon l’heure d’utilisation est une mesure côté demande, et la directive sur le stockage est un cadre d’exploitation pour les centrales d’énergie renouvelable. Prises ensemble, elles forment toutefois une voie de transmission relativement claire.
Des planchers plus bas sur le marché spot permettent de refléter une offre excédentaire sévère par des prix négatifs plus profonds. Davantage d’heures creuses profondes en milieu de journée incitent les consommateurs industriels et commerciaux à accroître leur consommation d’électricité lorsque la production solaire est abondante. Des plafonds de stockage photovoltaïque plus élevés et des règles révisées d’attribution de l’accès au réseau offrent aux exploitants de centrales une plus grande marge pour déplacer l’électricité de milieu de journée vers des heures plus tardives.
Le Shandong envoie donc un signal plus fort en faveur de la coordination solaire-stockage, mais cela ne revient pas à un retour au stockage imposé administrativement. Au lieu de cela, les prix de marché et les règles d’exploitation augmentent le coût d’une exposition totale aux prix de l’électricité de milieu de journée sans flexibilité.
Les écarts de prix potentiels pour le stockage pourraient également s’élargir. D’un côté, le plancher du marché spot baisse ; de l’autre, les prix spot du soir restent à des niveaux intrajournaliers relativement élevés, tandis que les périodes de détail en heures creuses profondes et en pointe critique augmentent toutes deux.
Une fourchette de prix autorisée plus large ne garantit toutefois pas de meilleurs rendements pour le stockage. La rentabilité des projets continuera de dépendre de la fréquence des prix négatifs, des prix de pointe du soir, de l’efficacité aller-retour, de la dégradation des batteries, des conditions d’accès au réseau et de la stratégie de négoce.
De produire plus d’électricité à la vendre au bon moment
Le dernier ensemble de politiques du Shandong n’apporte pas de réponse unique sur la quantité de stockage qu’un projet photovoltaïque devrait installer. Il modifie toutefois les questions auxquelles les développeurs et exploitants de projets doivent répondre.
Pour les volumes photovoltaïques non soumis au mécanisme, le risque principal pourrait de plus en plus passer d’une réduction pure et simple de la production à une électricité livrée mais réglée à des prix durablement bas. Pour le stockage d’énergie, la valeur ne proviendra plus principalement de la satisfaction d’une exigence de développement, mais du déplacement de l’électricité de faible valeur de la mi-journée vers les périodes du soir à plus forte valeur.
De la baisse des planchers du marché spot et de l’élargissement des périodes creuses profondes de la mi-journée au relèvement du plafond de stockage photovoltaïque, le Shandong convertit progressivement la pression d’intégration des énergies renouvelables en signaux de prix observables et en contraintes d’exploitation.
La compétitivité d’un projet photovoltaïque dépendra en définitive non seulement de la capacité installée et des heures d’utilisation annuelles, mais aussi de sa capacité à gérer le calendrier de production, l’exposition aux prix du marché et la valeur de l’électricité selon les différentes heures.
Les politiques ne prescrivent pas la quantité de stockage que chaque projet photovoltaïque doit installer. Le marché, cependant, envoie un message de plus en plus direct : l’électricité photovoltaïque sans capacité de décalage dans le temps pourrait avoir de plus en plus de mal à obtenir des prix attractifs.
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