AleaSoft Energy Forecasting, 25 septembre 2026. L’Europe installera plus de 30 GW de batteries en 2026, selon S&P Global Energy, mais les progrès dans chaque pays dépendent de la manière dont le stockage est rémunéré. Les marchés disposant de revenus contractés attirent plus facilement les financements. En Espagne, où les revenus potentiels sont élevés, la bancabilité des projets stand-alone est faible en raison du risque merchant. Selon AleaSoft, la bancabilité en Espagne exigera de combiner des revenus contractés avec une composante merchant bien quantifiée.
Le modèle de revenus fixe le rythme du stockage en Europe
Les modèles de revenus du stockage par pays ont occupé une place centrale dans la présentation de Josefin Berg, Associate Director of Renewables Markets chez S&P Global Energy, lors du 69e webinaire organisé par AleaSoft Energy Forecasting, qui s’est tenu le 17 septembre. Selon S&P Global Energy, les installations annuelles de stockage d’énergie par batteries en Europe doubleront presque en 2026, portées par la volatilité des prix et par la pression sur les revenus du photovoltaïque.
Selon les estimations de S&P Global Energy, la part de la capacité de batteries front-of-the-meter qui devrait être installée entre 2025 et 2030 et qui proviendra d’enchères, d’appels d’offres ou de programmes de soutien public varie d’un pays à l’autre. En Bulgarie, cette part dépasse 90%, en Pologne elle est d’environ 85% et en Italie et en France elle dépasse 70%. La Belgique et le Royaume-Uni sont en dessous de 50% et l’Allemagne, en dessous de 20%, est le marché européen avec la plus forte exposition merchant.
Appels d’offres publics et contrats privés face au risque merchant
Sur les marchés où une plus grande part des revenus est contractée par des mécanismes de soutien public, l’État assume une partie du risque au moyen d’enchères, de subventions ou de mécanismes de capacité. En septembre 2025, l’Italie a organisé la première enchère MACSE, dans laquelle elle a attribué 10 GWh de stockage avec des contrats de 15 ans. La Pologne a attribué aux batteries des contrats allant jusqu’à 17 ans dans son marché de capacité. La Bulgarie, avec des subventions allant jusqu’à 50% de l’investissement financées par des fonds européens, sera le cinquième marché mondial pour la nouvelle capacité de batteries en 2026, selon S&P Global Energy.
En Allemagne, où, en septembre 2026, la Commission européenne n’a pas encore approuvé le marché de capacité, les tolling agreements se généralisent. Dans le cadre de ces contrats, un optimiseur paie un montant fixe pour le droit d’exploiter la batterie, généralement pendant cinq à dix ans. Un projet disposant d’un tolling agreement peut donc s’endetter davantage, en échange de l’abandon d’une partie de ses revenus potentiels.
L’activité contractuelle en Europe confirme la croissance des contrats privés. Selon S&P Global Energy, la capacité de batteries disposant de contrats signés, principalement des contrats d’optimisation et des tolling agreements, a presque quadruplé en 2025 par rapport à 2024 et, au cours des huit premiers mois de 2026, elle se situe déjà à des niveaux similaires à ceux des PPA. Le Royaume-Uni représente 33% de la capacité de batteries contractée en Europe, la Pologne 17% et l’Allemagne 15%. L’Espagne représente 7%.
Espagne : des revenus élevés avec peu de visibilité
Le cas espagnol montre qu’un niveau élevé de revenus ne garantit pas le financement. Dans la simulation de S&P Global Energy, qui modélise une exploitation optimale, une batterie de quatre heures en Espagne aurait gagné près de 700 000 $ par MW et par an en 2025, contre moins de 200 000 $ en Grande-Bretagne. La majeure partie de ces revenus provient des services d’équilibrage, un marché de taille limitée dans lequel, selon Berg, environ 10% des jours représentent 60% des revenus annuels. L’arrivée de nouvelles batteries accroîtra la concurrence sur les services d’équilibrage et pourrait réduire sensiblement les revenus obtenus sur ces marchés.
C’est pourquoi S&P Global Energy place la faible bancabilité des projets stand-alone parmi les principaux défis en Espagne. Tant que le marché de capacité ne sera pas opérationnel, ces projets dépendent de l’arbitrage d’énergie et des services d’équilibrage, et ils ne disposent pas de la priorité de dispatch des projets hybrides. Lors de la table d’analyse, il a été souligné que certaines banques espagnoles financent déjà des batteries dans des pays disposant de contrats et de paiements de capacité, et Berg a indiqué qu’en Espagne de nombreuses utilities installent des batteries dans leurs centrales photovoltaïques sur fonds propres. S&P Global Energy prévoit que les installations front-of-the-meter atteindront leur pic en 2027 et 2028, et le rythme ultérieur sera influencé par la visibilité des revenus qu’apportera le marché de capacité en améliorant la bancabilité des projets.
Marché de capacité, tolling et hybridation : des options pour réduire le risque en Espagne
Le 17 septembre, le BOE a publié l’arrêté TED/966/2026, qui crée le marché de capacité dans le système électrique péninsulaire espagnol, avec un budget que la Commission européenne a estimé à environ 9 milliards d’euros sur dix ans. Les nouvelles installations de stockage pourront obtenir des contrats allant jusqu’à 15 ans. S&P Global Energy considère le marché de capacité comme le facteur ayant la plus grande influence sur la bancabilité des projets espagnols. Cependant, des détails en suspens tels que les coefficients de fermeté ou le calendrier des enchères décideront si la rémunération est captée par les batteries ou par les centrales à gaz existantes.
Des tolling agreements commencent également à être signés en Espagne. Ces contrats peuvent offrir une plus grande prévisibilité des revenus et faciliter l’accès au financement. Selon S&P Global Energy, l’hybridation avec le photovoltaïque est l’option ayant la valeur la plus claire à court terme, grâce à la priorité de dispatch et à la réduction des écrêtements.
La prévisibilité des revenus comme facteur décisif
L’expérience des différents marchés européens met en évidence l’importance de disposer de revenus prévisibles pour faciliter le financement des projets de stockage, que ce soit par des enchères publiques ou par des contrats privés, comme en Allemagne. En juillet et en août, l’Espagne a enregistré des spreads intrajournaliers proches de 200 €/MWh en moyenne, mais elle ne dispose toujours pas de la visibilité des revenus qu’exigent les prêteurs. Comme l’a souligné Josefin Berg, les décisions prises cette année façonneront le marché des 10 ou 20 prochaines années. La conception du marché de capacité, le développement des contrats avec les optimiseurs et la qualité des prévisions de revenus détermineront si le potentiel du stockage en Espagne se traduit par des projets financés.
Combiner revenus contractés et revenus merchant : le rôle d’AleaStorage
De l’avis d’AleaSoft Energy Forecasting, le débat ne consiste pas à choisir entre revenus contractés et revenus merchant. Les prévisions d’AleaSoft indiquent que l’arbitrage sur le marché day-ahead et sur le marché intrajournalier fournira le plus grand volume de revenus à long terme, bien qu’avec davantage de concurrence. S&P Global Energy prévoit que le ratio entre la capacité de stockage et la demande de pointe passera de moins de 20% en 2025 à plus de 50% sur la plupart des marchés européens en 2035. Un projet bancable combinera une composante de revenus contractés, via le marché de capacité ou des accords avec des optimiseurs, avec une composante merchant quantifiée à l’aide de scénarios probabilistes.
Cette composante merchant exige une simulation horaire des prix, des spreads, de la saturation des services d’équilibrage et de l’entrée de nouvelles capacités sur toute la durée de vie utile de l’actif. Dans ce contexte, AleaStorage, la division d’AleaSoft Energy Forecasting spécialisée dans le stockage d’énergie, fournit des estimations de revenus des batteries sur les marchés de l’énergie et des services d’équilibrage, tant pour les projets stand-alone que pour les projets hybridés avec des renouvelables. En outre, AleaStorage évalue les revenus des projets de stockage d’énergie sur les marchés de capacité, analyse les projets d’hybridation avec les renouvelables et modélise des scénarios de prix et de volatilité à long terme.
Source : AleaSoft Energy Forecasting