Questions fréquentes

BASE-A aide les entreprises à réduire leurs dépenses d’énergie et à gagner en autonomie. Elle fournit et installe des batteries stationnaires lithium fer phosphate (LFP) derrière le compteur, dimensionnées sur les besoins de chaque site à partir d’unités de 130 à 260 kWh. Elle intervient sur des sites industriels, tertiaires, logistiques, agricoles et des datacenters. Dans le même projet, elle dimensionne la production photovoltaïque (toiture ou ombrière de parking), accompagne l’achat d’électricité (prix fixe, indexé ou spot) et ouvre l’accès à la flexibilité via la centrale virtuelle d’un partenaire agrégateur, qui pilote alors la batterie.

En agissant sur quatre leviers, qui touchent chacun une ligne différente de la facture : produire une partie de son électricité (photovoltaïque en toiture ou en ombrière), stocker pour consommer ou acheter au bon moment (batterie stationnaire), choisir une structure de prix adaptée à son profil (contrat fixe, indexé ou spot) et faire rémunérer la souplesse de sa consommation (flexibilité). Le point de départ est la courbe de charge du site sur 12 mois.

Pas totalement, et ce n’est pas l’objectif pour un site raccordé au réseau. L’objectif réaliste est de couvrir une part élevée de sa consommation par sa propre production (le taux d’autoproduction) et de pouvoir continuer à fonctionner en cas de coupure. Le photovoltaïque fournit la production, la batterie reporte le surplus vers les heures sans soleil et peut secourir les charges critiques. Le niveau atteignable se calcule sur la courbe de charge du site.

Une installation derrière le compteur (behind the meter, BTM) est raccordée à l’installation électrique intérieure du site, en aval du point de livraison. Elle sert d’abord les besoins du site : autoconsommation, écrêtage des pointes, achat au meilleur moment, secours. Une batterie devant le compteur (front of the meter, FTM) est raccordée directement au réseau public et ne vit que des marchés. BASE-A ne réalise que des projets BTM.

Parce que la valeur de la batterie dépend des deux autres. Le surplus solaire à stocker dépend de la taille de la centrale, et le gain d’un achat au spot dépend de la capacité du site à déplacer sa consommation. Les étudier ensemble évite une centrale surdimensionnée, une batterie sous-utilisée ou un contrat inadapté.

La courbe de charge Enedis sur 12 mois minimum, les dernières factures, le contrat de fourniture et son échéance, la puissance souscrite et, si une centrale existe, sa courbe de production et son contrat de vente du surplus. Le plan du site et l’emplacement envisagé complètent le dossier.

Oui. Les bureaux d’études et installateurs photovoltaïques peuvent ajouter à leurs projets notre stockage, nos études de dimensionnement et l’accès à la flexibilité pour les batteries installées.

Non. L’écrêtage des pointes, l’achat d’électricité aux heures les moins chères et la flexibilité fonctionnent sans production solaire. Le photovoltaïque ajoute un usage : stocker le surplus de la mi-journée pour le consommer plus tard.

Cela dépend du site. Un seul usage suffit rarement : la rentabilité vient du cumul de plusieurs usages (autoconsommation, écrêtage des pointes, achat aux heures les moins chères, capacité, flexibilité), calculés sans double compte et rapportés à l’investissement sur la durée de vie de la batterie. Nous la chiffrons en plusieurs scénarios, en séparant les économies sur facture des revenus de marché.

Le lithium fer phosphate offre une bonne stabilité thermique, une longue durée de vie en cycles et ne contient ni nickel ni cobalt. C’est la chimie de référence du stockage stationnaire, où la densité d’énergie compte moins que la sécurité et la durée de vie.

Les deux. La puissance (kW) fixe ce que la batterie peut fournir ou absorber à un instant, l’énergie (kWh) fixe la durée. Nos batteries sont des unités de 130 à 260 kWh ; une unité de 241 kWh pour 125 kW tient sa pleine puissance environ deux heures. Des pointes courtes demandent surtout de la puissance, le report du surplus solaire surtout de l’énergie.

Oui, en complément des onduleurs et des groupes électrogènes, qu’elle ne remplace pas. Pour une consommation continue, jour et nuit, elle permet d’acheter l’électricité aux heures les moins chères du marché, de limiter les pointes de puissance et d’être valorisée en flexibilité. Elle peut aussi prolonger l’autonomie en cas de coupure si l’installation électrique le prévoit.

Oui, si l’installation le prévoit : un onduleur capable de fonctionner en îlotage et un tableau secouru qui regroupe les charges critiques. Ce choix se fait à la conception, car il conditionne le schéma électrique.

Selon la configuration : déclaration ou demande de raccordement auprès du gestionnaire de réseau (avec ou sans injection), vérification des règles applicables au site selon la puissance et le lieu (établissement recevant du public, installation classée), et information de l’assureur. Nous identifions ces démarches dans l’étude.

L’ombrière produit sans dépendre des bâtiments et accueille souvent des bornes de recharge. La batterie stocke la production de la mi-journée pour les heures sans soleil et absorbe les appels de puissance de la recharge, ce qui évite d’augmenter la puissance souscrite. Nous réalisons les ombrières avec un partenaire spécialisé, fabricant français.

Dans la plupart des cas, autoconsommer. Les tarifs de rachat du surplus ont été fortement réduits, alors qu’un kWh consommé sur place évite un kWh acheté au prix de fourniture. Une batterie augmente la part autoconsommée en reportant le surplus de la mi-journée vers la fin de journée.

Cela dépend du contrat. Avec une obligation d’achat de type S21, la batterie ne peut en principe pas se recharger sur le réseau, ce qui limite l’arbitrage et la flexibilité. Avec un complément de rémunération, des schémas de recharge sur le réseau sont possibles sous conditions. Nous analysons votre contrat avant de dimensionner la batterie.

Les parkings extérieurs de plus de 1 500 m² doivent être couverts, sur au moins la moitié de leur surface, d’ombrières intégrant une production d’énergie renouvelable (loi APER, modifiée par la loi du 26 novembre 2025). L’obligation s’applique depuis le 1er juillet 2026 aux parkings de 10 000 m² et plus, et au 1er juillet 2028 à ceux de 1 500 à 10 000 m². Certains bâtiments non résidentiels sont aussi concernés : nous vérifions votre situation au cas par cas.

L’ARENH, qui donnait accès à une partie de l’électricité nucléaire à prix régulé, a pris fin le 31 décembre 2025. Depuis le 1er janvier 2026, le versement nucléaire universel (VNU) redistribue une partie des revenus du nucléaire aux consommateurs, sans prix d’accès garanti. Le prix de fourniture des entreprises suit donc plus directement les marchés.

Depuis le 1er novembre 2026, RTE centralise les enchères de capacité. Le coût est répercuté par les fournisseurs en proportion de la consommation de chaque site aux heures de pointe (7 h à 10 h et 17 h à 20 h) des jours d’hiver signalés par RTE. Un site qui réduit son soutirage sur ces créneaux, par exemple en déchargeant une batterie, réduit ce coût.

Quand la production, solaire notamment en milieu de journée, dépasse la demande et les capacités d’export, certains producteurs continuent de produire et le prix day-ahead passe sous zéro. La CRE a recensé 513 heures à prix négatif en France en 2025, contre 352 en 2024. Une batterie peut se recharger à ces heures-là.

Oui : il expose aux hausses de prix, par exemple lors des tensions hivernales. Il devient pertinent quand le site peut déplacer une partie de sa consommation, notamment grâce à une batterie, et quand la part exposée au marché est maîtrisée. Nous le chiffrons toujours avec des scénarios de prix défavorables.

Oui. Les mécanismes de RTE imposent une taille minimale d’offre, mais elle s’applique au portefeuille agrégé, pas à votre site. Notre partenaire agrégateur regroupe des batteries de toutes tailles dans une centrale virtuelle, qualifiée comme une seule installation. Les installations industrielles équipées d’une batterie peuvent donc accéder à ces mécanismes, sous réserve des conditions techniques vérifiées lors du raccordement.

Non, si le contrat la cadre. Il fixe la réserve d’énergie et de puissance gardée pour vos usages, et les plages où la batterie n’est pas mobilisable. La plateforme arbitre ensuite en continu entre l’optimisation de votre site et les engagements sur les marchés.

Les revenus varient selon les mécanismes, les prix de marché et la disponibilité de la batterie. Certains mécanismes rémunèrent la puissance mise à disposition même sans activation. Nous les présentons en scénarios, séparément des économies sur facture, et ne les garantissons pas.

NEBCO (notification d’échanges de blocs de consommation) est un mécanisme de RTE qui a succédé à NEBEF le 1er septembre 2025. Il permet de valoriser sur les marchés day-ahead et infrajournalier des modulations de consommation à la baisse et, désormais, à la hausse. Une batterie qui se décharge ou se recharge à la demande peut ainsi être valorisée.