La Commission nationale du développement et de la réforme chinoise (NDRC) a publié un projet de révision des règles fondamentales des marchés spot de l’électricité. Le texte propose d’autoriser les installations solaires et éoliennes ainsi que leurs systèmes de stockage implantés sur le même site à participer ensemble aux enchères, à la programmation, au règlement et à l’évaluation des performances.
Le projet a été rendu public le 19 octobre 2026. Il doit remplacer les règles provisoires introduites en 2023 et prévoit une entrée en vigueur au 1er janvier 2027, pour une durée annoncée de cinq ans. La consultation publique doit se poursuivre jusqu’au 18 novembre. À ce stade, il s’agit donc d’une proposition réglementaire, et non d’un mécanisme déjà généralisé à l’ensemble du pays.
Une participation commune pour le solaire, l’éolien et les batteries
L’article 8 du projet constitue son principal apport pour le stockage couplé aux renouvelables. Une centrale solaire ou éolienne pourrait présenter une offre de marché en coordonnant ses prévisions de production avec les calendriers de charge et de décharge de sa batterie. Les actifs ne seraient ainsi plus nécessairement considérés comme deux participants distincts à chaque étape du fonctionnement du marché.
Dans ce schéma, l’exploitant pourrait proposer une stratégie combinant production directe et restitution différée de l’électricité. La batterie servirait notamment à déplacer une partie des livraisons vers les périodes où les prix spot sont plus élevés, lorsque les contraintes techniques et commerciales le permettent. Elle pourrait également réduire l’écart entre la production renouvelable prévue et la production réellement disponible.
Cette coordination ne garantit toutefois ni un gain économique ni une utilisation systématique du stockage. Les résultats dépendront des prix, des limites de raccordement, de la capacité de la batterie, de son état de charge et des règles locales de dispatching. Le texte présenté par la NDRC ne transforme pas non plus les installations existantes en participants automatiquement éligibles à un marché national unique.
Des modalités encore à définir
Le projet ne détaille pas encore plusieurs éléments nécessaires au fonctionnement opérationnel d’une offre conjointe. Les formats d’enchères, les dispositifs de comptage, les restrictions applicables à la recharge des batteries et les méthodes de calcul des règlements devront être précisés dans des textes de mise en œuvre régionaux ou provinciaux.
Cette réserve est importante dans un pays où les marchés de l’électricité restent déployés progressivement selon les territoires. Certaines provinces, dont le Shandong, appliquent déjà des mécanismes permettant de coordonner production renouvelable et stockage. La proposition nationale chercherait surtout à formaliser et à étendre cette logique au futur marché unifié, plutôt qu’à introduire partout un fonctionnement entièrement inédit.
Les règles provisoires de 2023 reconnaissaient déjà le stockage, la production distribuée et les centrales électriques virtuelles comme des participants possibles. Le nouveau texte élargit explicitement la liste aux systèmes de stockage dits de nouvelle génération, aux agrégateurs de charge, aux micro-réseaux intelligents et aux projets de raccordement direct à une électricité renouvelable.
Un marché organisé en plusieurs horizons
La réforme proposée couvrirait les marchés spot interprovinciaux, régionaux et provinciaux. Elle prévoit des transactions la veille pour le lendemain, des échanges intrajournaliers et un marché en temps réel. Dans ce dernier, les programmes de dispatching seraient établis pour des pas de cinq à quinze minutes, afin de rapprocher les décisions de marché des conditions réelles du réseau.
Le texte privilégie aussi une tarification marginale localisée. Cette méthode vise à intégrer dans le prix les conditions d’équilibre entre l’offre et la demande, mais aussi les contraintes de transmission propres à chaque zone. Elle doit être articulée avec les contrats d’électricité à moyen et long terme ainsi qu’avec les marchés de services auxiliaires.
La NDRC évoque notamment une mise en place progressive d’une compensation conjointe pour la régulation de fréquence, les réserves et les services de montée en puissance. Le projet prévoit par ailleurs une compensation quotidienne et une facturation mensuelle, avec une transition vers des règlements fondés sur les écarts de prix dans certains marchés régionaux et provinciaux.
Une étape réglementaire, pas encore un déploiement industriel
Cette proposition intervient après la réforme chinoise des prix de l’électricité de 2025, qui a posé le principe d’une entrée de la production renouvelable sur le marché et d’une détermination des prix par les transactions. Le projet de la NDRC offrirait un cadre plus lisible aux développeurs souhaitant associer une batterie à une centrale solaire ou éolienne.
Pour les exploitants, l’intérêt potentiel réside dans une meilleure coordination entre prévisions de production, stockage et livraison. Mais l’effet réel dépendra des règles d’application, des exigences de mesure et des conditions économiques locales. Tant que ces paramètres ne sont pas arrêtés, la Chine dispose d’un projet de cadre national, pas encore d’un modèle uniforme et pleinement opérationnel pour toutes les installations renouvelables et leurs batteries.
Source : China outlines new spot market rules supporting renewable energy and storage integration
