Stockage couplé en courant continu (DC) · Glossaire

Un stockage couplé en courant continu est un stockage par batterie raccordé côté courant continu d'une installation photovoltaïque. La batterie n'est donc pas un appareil autonome placé derrière l'onduleur, côté courant alternatif. Elle se trouve dans la partie courant continu de l'installation et y est intégrée le plus souvent via un onduleur hybride ou un convertisseur DC-DC dédié. Le terme décrit uniquement l'endroit où la batterie est raccordée électriquement. Il ne dit rien de la technologie de la batterie elle-même.

Les modules photovoltaïques produisent du courant continu. Les ménages, les entreprises et le réseau électrique public fonctionnent en revanche majoritairement en courant alternatif. Un onduleur convertit donc le courant continu des modules en courant alternatif compatible avec le réseau. Avec un stockage couplé en courant continu, une partie du courant solaire peut être chargée dans la batterie avant cette conversion. Plus tard, le même onduleur, ou un convertisseur qui lui est associé, restitue le courant stocké sous forme de courant alternatif.

Les grandeurs caractéristiques sont les mêmes que pour les autres stockages par batterie. La capacité de stockage est généralement exprimée en kilowattheures, la puissance de charge et de décharge en kilowatts. Le type de couplage ne dit rien de la taille du stockage, de la durée pendant laquelle il peut fournir du courant, ni de la capacité de sa puissance à alimenter certains consommateurs. Il décrit uniquement l'endroit de la structure électrique où l'énergie est échangée entre l'installation photovoltaïque, la batterie et le réseau en courant alternatif.

Distinction par rapport au stockage couplé en courant alternatif

Le terme voisin le plus important est le stockage couplé en courant alternatif. Il est raccordé côté courant alternatif. L'installation photovoltaïque injecte du courant alternatif dans le réseau domestique via son propre onduleur. Si ce courant doit aller dans la batterie, un onduleur de batterie le reconvertit en courant continu. Lors de la décharge ultérieure, le courant de la batterie est de nouveau converti en courant alternatif. Sur le plan métrologique, on distingue donc plusieurs chemins de conversion : du PV vers le réseau (PV2AC), du PV vers la batterie (PV2BAT), du réseau en courant alternatif vers la batterie (AC2BAT) et de la batterie vers le réseau en courant alternatif (BAT2AC).

Avec un stockage couplé en courant continu, le chemin de charge du générateur PV vers la batterie est plus court. Lors de la charge, le courant solaire n'a pas besoin d'être d'abord converti en courant alternatif puis de nouveau en courant continu. Les pertes de conversion peuvent ainsi être plus faibles. Cet avantage n'est toutefois pas garanti. Il dépend de la qualité de construction de l'électronique de puissance, de la plage de puissance dans laquelle elle fonctionne, de la batterie utilisée et de l'usage réel de l'installation. Les mesures comparatives de la HTW Berlin le montrent clairement : il existe des appareils très efficaces et moins efficaces avec les deux types de couplage. Dans l'inspection des stockages d'électricité 2018 (Stromspeicher-Inspektion), l'indice moyen de performance du système (System Performance Index) était même identique pour les systèmes couplés en AC et en DC. En 2025, un système couplé en AC a atteint un rendement record en mode décharge. Un stockage DC médiocre peut donc obtenir de moins bons résultats qu'un très bon stockage AC.

Les stockages couplés en AC sont souvent plus faciles à installer en rééquipement, car ils fonctionnent indépendamment de l'onduleur PV existant. Les stockages couplés en DC sont plus étroitement liés à la technique PV. Cela peut être un avantage pour les installations neuves. En rééquipement, cela devient difficile si l'onduleur existant, la tension des strings ou les interfaces de communication ne conviennent pas. Dans la pratique, la décision ne porte donc que rarement sur la seule efficacité. La compatibilité, les conditions de garantie, les concepts de mesure, l'extensibilité et l'effort d'installation comptent également.

Ce que le couplage en courant continu change sur le plan technique

La tension et le courant d'une installation photovoltaïque fluctuent selon l'ensoleillement, la température et le câblage des modules. L'onduleur recherche donc en permanence le point de fonctionnement auquel les modules fournissent le plus de puissance. Ce procédé s'appelle suivi du point de puissance maximale (MPP tracking). Un stockage couplé en courant continu doit être intégré dans cette régulation sans réduire inutilement le rendement PV. Cela nécessite une électronique de puissance qui découple électriquement la batterie et le générateur PV tout en pilotant les flux d'énergie.

« Couplé en DC » peut recouvrir des réalités techniques différentes. Dans certains systèmes, la batterie est reliée au circuit intermédiaire DC commun de l'onduleur hybride. Dans d'autres, elle est raccordée via un convertisseur DC-DC dédié. Celui-ci abaisse la tension lors de la charge et la relève lors de la décharge. En tant qu'exploitant, on en voit généralement peu de chose. Ce qui compte davantage, c'est la puissance de charge et de décharge réellement disponible et les modes de fonctionnement autorisés par le fabricant.

La différence entre puissance DC et puissance AC est importante. Une installation PV dispose souvent, côté courant continu, de plus de puissance de modules que l'onduleur ne peut en délivrer côté courant alternatif. Ce rapport DC/AC supérieur à un est courant en photovoltaïque. Dans de tels moments, un stockage couplé en DC peut absorber de l'énergie qui serait sinon perdue à cause de la limite AC de l'onduleur, c'est-à-dire lors de l'écrêtage (clipping). Cela ne fonctionne toutefois que si la batterie a de la place à ce moment-là et si la puissance de charge et la régulation suivent. Un stockage plein n'empêche aucune limitation de production. En outre, dans les systèmes couplés en DC, la puissance d'entrée PV de l'onduleur hybride limite la quantité de puissance PV pouvant être traitée.

Lors de la décharge également, c'est l'électronique de puissance qui fixe la limite. Si un onduleur hybride ne peut par exemple fournir qu'une certaine puissance de sortie AC, même une batterie plus grande ne couvre pas des charges plus élevées. Il faut donc bien distinguer la puissance de la quantité d'énergie stockée. Le kilowattheure indique la quantité d'énergie contenue dans le stockage. Le kilowatt indique à quelle vitesse elle peut être chargée ou déchargée. S'y ajoute le fonctionnement à charge partielle. La nuit, les maisons individuelles n'ont souvent besoin que d'environ 100 à 150 watts. Dans cette plage, certains onduleurs fonctionnent nettement moins bien que ne le laissent supposer les valeurs maximales de la fiche technique. Selon la HTW Berlin, un onduleur hybride testé n'atteignait qu'un rendement de 54 pour cent à 100 watts de puissance de sortie. La batterie devait donc fournir 186 watts pour que 100 watts arrivent dans la maison.

Importance pour l'autoconsommation et l'exploitation de l'installation

Les stockages couplés en DC servent souvent à augmenter l'autoconsommation. Le courant solaire produit dans la journée n'est pas entièrement injecté dans le réseau, mais en partie stocké puis utilisé plus tard dans le bâtiment. Cela est rentable lorsque le soutirage évité sur le réseau vaut plus que la rémunération d'injection perdue – après déduction des pertes de stockage et des coûts d'investissement.

Le type de couplage influence le rendement technique, mais ne décide pas à lui seul de la rentabilité. Un stockage n'est bien utilisé que si la production, la consommation et la taille du stockage sont cohérentes. Un très grand stockage dans un ménage consommant peu la nuit reste souvent à moitié vide. Un petit stockage est fréquemment chargé complètement puis déchargé, mais ne couvre qu'une partie de la consommation. Pour les entreprises, s'ajoutent les pointes de charge, les tarifs et les horaires d'exploitation. Il s'agit alors moins du taux d'autoconsommation que de piloter les profils de charge et les coûts d'électricité.

Pour le système électrique, le moment où les stockages se chargent et se déchargent est déterminant. Selon la HTW Berlin, la majeure partie des stockages domestiques installés en Allemagne se charge tôt le matin, dès que des excédents solaires apparaissent. La batterie est alors souvent déjà pleine à la pointe de midi et ne peut plus absorber d'excédents. De longues périodes à un état de charge élevé réduisent en outre la durée de vie des batteries lithium-ion. Une gestion de l'énergie fondée sur des prévisions décale donc la charge vers les heures de midi et de l'après-midi. Ainsi, moins de courant solaire est écrêté et la batterie vieillit plus lentement. Le fait qu'un stockage soit exploité de cette façon ne dépend toutefois pas seulement de la technique. Les tarifs, les règles de soutien, les concepts de mesure et les possibilités de pilotage jouent également un rôle.

Malentendus typiques

« Couplé en DC signifie sans pertes ou toujours plus efficace » : il y a aussi des pertes côté courant continu, par exemple dans le convertisseur DC-DC, dans la batterie elle-même et lors de la conversion ultérieure en courant alternatif pour les consommateurs. L'avantage concerne surtout la charge directement depuis l'installation PV. Si le stockage est chargé depuis le réseau ou alimente des consommateurs en courant alternatif, des conversions restent nécessaires.
« Couplé en DC signifie capable de fournir un courant de secours » : un stockage couplé en DC n'est pas automatiquement un système de courant de secours. De nombreuses installations se coupent en cas de panne de réseau pour des raisons de sécurité, afin qu'aucune tension ne soit injectée dans le réseau déconnecté. Le courant de secours ou le fonctionnement en îlotage nécessitent des dispositifs de commutation supplémentaires, des fonctions d'onduleur adaptées et une séparation sûre du réseau public. Le couplage DC peut faciliter de tels modes de fonctionnement, mais ne remplace pas la planification correspondante.
« Le stockage est raccordé directement aux modules » : c'est techniquement inexact, car cela suggère une simple ligne entre les modules et la batterie. Les batteries nécessitent des fenêtres de charge définies, des fonctions de protection, un système de gestion de batterie et une communication avec l'électronique de puissance. Des plages de tension, des chimies de cellules et des protocoles de fabricants différents limitent l'interchangeabilité des composants.
« Couplé en DC signifie autonome » : un stockage peut réduire le soutirage sur le réseau, mais pas le remplacer à volonté. Les périodes sombres et sans vent (Dunkelflauten) de plusieurs jours, la faible production PV en hiver et les charges élevées en hiver, par exemple dues aux pompes à chaleur, limitent l'autonomie. Le raccordement au réseau reste nécessaire : pour l'alimentation lorsque la production propre est faible et pour l'absorption des excédents.

Mesure, règles de soutien et effet sur le système

Une intégration côté DC peut compliquer la mesure et la facturation. La production PV, la charge du stockage et la décharge du stockage passent par le même onduleur. En général, seul ce qui circule côté courant alternatif est mesurable séparément. Les règles de soutien, le traitement fiscal et les conditions de raccordement au réseau dépendent toutefois de questions comme celles-ci : qu'est-ce qui est considéré comme production PV, comme autoconsommation, injection, charge du stockage ou décharge du stockage ? Si un stockage peut aussi être chargé depuis le réseau, l'origine et l'utilisation du courant doivent, selon la réglementation, être traçables.

En Allemagne, l'article 19, alinéas 3 à 3c, de l'EEG 2023 (version issue de la loi dite Solarspitzengesetz de février 2025) régit le soutien applicable au courant stocké temporairement. Il existe trois options. Dans l'option d'exclusivité, le stockage ne peut absorber, au cours d'une année civile, que du courant issu d'énergies renouvelables. Dans l'option de délimitation, la charge mixte est autorisée. Une part déterminée par mesure est alors soutenue, selon les prescriptions d'une décision de l'Agence fédérale des réseaux (Bundesnetzagentur). L'option forfaitaire s'applique aux installations solaires d'une puissance installée totale d'au plus 30 kilowatts, situées derrière le même point d'injection et exploitées avec le stockage par le même exploitant. Le soutien y est plafonné à 500 kilowattheures par kilowatt de puissance PV installée et par an. L'option forfaitaire se rattache à la prime de marché et suppose donc la commercialisation directe. Selon la fédération allemande de l'industrie solaire (Bundesverband Solarwirtschaft), de tels forfaits doivent éviter des concepts de mesure coûteux et permettre une utilisation multiple, notamment pour les stockages domestiques couplés en DC. Le droit au soutien est lui aussi limité : il existe à hauteur de ce qui aurait existé sans stockage temporaire. Ces indications ne valent que pour l'Allemagne et l'EEG. Leur application dans un cas particulier dépend de la date de mise en service, des règles transitoires et des décisions de la Bundesnetzagentur.

Pour les gestionnaires de réseau, ce qui compte moins, c'est qu'un stockage soit couplé en DC ou en AC. Ce qui est décisif, c'est le comportement de l'installation au point de raccordement au réseau. C'est là que se manifestent la puissance d'injection et de soutirage, la puissance réactive, le comportement de protection et la pilotabilité. Un stockage couplé en DC peut lisser localement les excédents et réduire les pointes d'injection si la régulation est réglée en conséquence. Il peut aussi rester sans effet pour le réseau s'il est piloté uniquement en fonction de la consommation du ménage et que rien ne l'incite à tenir compte des congestions ou des périodes de forte injection.

Le terme touche ainsi aussi à des questions de flexibilité. Sur le plan technique, un stockage par batterie peut réagir rapidement. L'utilisation de cette capacité dépend des règles de marché, des tarifs, des boîtiers de pilotage, des systèmes de mesure et des contrats. Un stockage domestique couplé en DC peut décaler dans le temps la consommation dans le bâtiment. Un stockage commercial plus grand peut réduire les pointes de charge. De nombreux stockages interconnectés peuvent fournir de la réserve de puissance (Regelleistung) ou d'autres services système. Le type de couplage est pour cela une condition technique parmi d'autres, mais pas un modèle économique.

Le stockage couplé en DC montre bien qu'un stockage est plus que des cellules de batterie. Son utilité résulte de l'interaction entre le générateur photovoltaïque, l'électronique de puissance, la mesure, la régulation, les conditions de raccordement et les prix. L'architecture choisie influence le rendement, la possibilité de rééquipement, le mode d'exploitation et l'effet de l'installation sur le réseau. Quiconque évalue un stockage couplé en DC ne devrait donc pas regarder uniquement la batterie, mais tout le trajet de l'énergie, du module solaire au point de raccordement au réseau.

Sources

Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien (EEG 2023) – § 19 Zahlungsanspruch — Bundesministerium der Justiz / Bundesamt für Justiz (gesetze-im-internet.de); unbekannt (konsolidierte Fassung, abgerufen 2026-11-11). § 19 Abs. 3, 3a, 3b, 3c
Stromspeicher-Inspektion 2025 — HTW Berlin, Forschungsgruppe Solarspeichersysteme; 2025 (Seite zuletzt geändert 2026-04-01). Abschnitte zum Entladewirkungsgrad, zum 100-Watt-Test und zu prognosebasierten Ladestrategien
Stromspeicher-Inspektion 2021 — HTW Berlin, Forschungsgruppe Solarspeichersysteme; 2021. Bild 12 und 13 (Energieumwandlungspfade, mittlere Umwandlungswirkungsgrade)
Stromspeicher-Inspektion 2018 — HTW Berlin, Forschungsgruppe Solarspeichersysteme; 2018. Zusammenfassung der Effizienzbewertung (SPI)
FAQ Solarspitzen-Gesetz — Bundesverband Solarwirtschaft e.V. (BSW-Solar); unbekannt (2025). Frage 11: Können Speicher nun flexibel betrieben werden?

Autres entrées du glossaire

Edited by eCMS on 11.11.2026 18:40