AleaSoft Energy Forecasting, 28 octobre 2026. Le stockage par batteries progresse en Europe, mais les possibilités d’investissement et de financement diffèrent selon les marchés. L’Espagne, l’Italie et l’Allemagne développent différents mécanismes de capacité et de soutien, tandis que les prix horaires, les services auxiliaires et les conditions réglementaires déterminent la rentabilité des projets BESS. Ces différences rendent nécessaire l’analyse de chaque marché à l’aide de prévisions spécifiques à long terme.
Italie : des contrats à long terme pour soutenir le stockage
L’Italie est l’un des marchés européens qui a le plus progressé dans la contractualisation de capacités de stockage d’énergie à long terme. Le mécanisme MACSE, géré par Terna, attribue par enchères des contrats qui rémunèrent la disponibilité de capacités de stockage pendant 15 ans.
En septembre 2025, Terna a organisé la première enchère du MACSE, attribuant 10 GWh de capacité de stockage dont la mise en service est prévue en 2028. Le prix moyen pondéré d’attribution était de €12 959/MWh par an, bien inférieur au prix plafond de €37 000/MWh par an. La capacité proposée représentait plus de quatre fois la demande de l’enchère, témoignant de l’intérêt des investisseurs et de la forte concurrence entre les projets.
La deuxième enchère est prévue le 24 novembre 2026, avec une livraison en 2029 et un besoin de stockage de référence de 16 GWh, qui pourra être ajusté en fonction de la capacité supplémentaire disponible. En septembre 2026, le régulateur italien ARERA a fixé pour cette enchère un prix plafond de €27 000/MWh par an, inférieur à celui du premier appel d’offres.
Le MACSE offre une structure de revenus susceptible de faciliter le financement de nouvelles installations. En échange d’une rémunération contractuelle, les lauréats doivent construire les installations et mettre la capacité engagée à la disposition du marché conformément aux règles du mécanisme. Ces revenus ne peuvent donc pas être cumulés sans restrictions avec les opportunités merchant portant sur cette même capacité.
Ce modèle réduit l’exposition à certaines incertitudes des marchés de l’électricité, sans toutefois éliminer les risques liés aux coûts d’investissement, à la réalisation des projets, aux obligations contractuelles et à l’exploitation des batteries.
Allemagne : revenus de marché et nouveaux signaux de capacité
En Allemagne, les projets de batteries ont développé des modèles économiques reposant principalement sur l’arbitrage des prix et la participation aux marchés d’équilibrage. Ces sources de revenus offrent des opportunités, mais exposent également les projets à l’évolution des prix et à la concurrence de nouvelles installations de stockage.
Le 2 septembre 2026, la Commission européenne a approuvé un mécanisme de capacité allemand dont le coût est estimé entre 15 600 et 35 200 millions d’euros, destiné à garantir la sécurité d’approvisionnement à partir de 2031.
Le mécanisme prévoit des contrats d’une durée maximale de 15 ans et permettra la participation de la production, du stockage et de la gestion de la demande, tant pour les installations existantes que pour les nouveaux investissements, conformément aux conditions de chaque enchère.
Deux enchères sont prévues en 2026 pour de nouvelles capacités capables de garantir l’approvisionnement sur des périodes prolongées, chacune portant sur un volume de 4,5 GW de capacité déclassée. La date limite de soumission des offres du premier appel d’offres était le 8 septembre. La Bundesnetzagentur prévoit d’annoncer les attributions avant le 3 novembre. Le deuxième appel d’offres sera annoncé le 10 novembre. Les enchères ultérieures de 2027 et 2029 seront ouvertes à toutes les technologies, y compris le stockage, ainsi qu’aux capacités existantes et nouvelles.
L’Allemagne prévoit également de développer un mécanisme structurel de capacité pour répondre aux besoins d’approvisionnement à partir de 2032, dont la conception sera indépendante du mécanisme approuvé en septembre.
Les conditions d’accès et d’utilisation du réseau influent également sur la rentabilité. La Bundesnetzagentur réexamine le système de tarification du réseau électrique, avec des propositions spécifiques au stockage. L’application de nouvelles redevances dépendra de l’issue de la procédure réglementaire et des exemptions en vigueur pour les installations éligibles.
Pour les investisseurs, ce contexte rend nécessaire l’évaluation des revenus actuels de l’arbitrage et des services d’équilibrage, parallèlement à l’évolution future du marché, aux conditions réglementaires et aux possibilités d’obtenir une rémunération de capacité.
La concurrence entre batteries sera un facteur important. À mesure que la puissance installée augmentera, la participation de nouvelles installations pourra modifier à la fois les écarts de prix horaires et les revenus des services d’équilibrage.
Espagne : de nouvelles possibilités de revenus grâce à la puissance garantie
L’Espagne se trouve à un stade différent. Les possibilités de revenus du stockage reposent sur l’arbitrage des prix des marchés de l’électricité et sur les services auxiliaires, tandis que la mise en place du nouveau marché de capacité progresse.
L’arrêté TED/966/2026 du 15 septembre a créé le marché de capacité du système électrique de l’Espagne continentale. Le mécanisme permettra aux installations de production, de stockage et de consommation de participer à des enchères concurrentielles.
La rémunération sera liée à la puissance garantie que chaque installation pourra fournir au système. Pour les batteries, cette puissance dépendra de la puissance installée et des coefficients de déclassement définis pour chaque technologie, qui restent à déterminer. Pour les installations hybrides, la puissance garantie sera calculée par module et le total ne pourra pas dépasser la capacité d’accès au réseau accordée. La période de prestation du service pour les nouveaux investissements pourra atteindre un maximum de 15 ans, bien que sa durée précise dépende de la technologie et des conditions de chaque appel d’offres.
Ce mécanisme introduit une source potentielle de revenus plus stables pour les projets BESS. Cependant, sa contribution réelle au financement dépendra du volume de capacité attribué, des prix issus des enchères, des coefficients de déclassement et des obligations de disponibilité.
Alors que ces paramètres sont en cours de finalisation, les prévisions de revenus des marchés de l’énergie et des services auxiliaires restent essentielles pour les décisions d’investissement.
Les prix horaires révèlent des opportunités différentes sur chaque marché
Les différences réglementaires se conjuguent à des structures de prix différentes. Entre le 1er janvier et le 28 octobre 2026, l’écart quotidien moyen entre les prix horaires le plus élevé et le plus bas était de €158,13/MWh sur le marché allemand, de €133,98/MWh sur le marché espagnol et de €96,86/MWh sur le marché italien.
Au cours de la même période en 2025, ces écarts étaient de €134,92/MWh en Allemagne, de €103,40/MWh en Espagne et de €76,68/MWh en Italie. Les trois marchés ont enregistré une hausse des écarts en glissement annuel. L’Espagne a affiché la plus forte croissance en pourcentage, à 30%, suivie de l’Italie, à 26%, et de l’Allemagne, à 17%.
Ces résultats montrent que les opportunités théoriques d’arbitrage varient selon les marchés et évoluent différemment. L’Allemagne enregistre les écarts moyens les plus élevés, tandis que l’Espagne affiche la plus forte croissance en glissement annuel.
Cependant, un écart horaire plus important n’implique pas nécessairement une plus grande rentabilité pour une batterie. Les revenus réels dépendent de sa durée de stockage, de son rendement, de sa dégradation, de sa stratégie d’exploitation et de ses contraintes techniques. La possibilité de participer à différents marchés, les conditions de raccordement au réseau et les revenus contractuels que chaque projet peut obtenir ont également une incidence.
Les écarts historiques ne peuvent pas non plus être extrapolés directement à long terme. L’arrivée de nouvelles batteries modifie les profils de prix horaires en augmentant la demande pendant les heures de charge et l’offre pendant les heures de décharge. Cet effet peut réduire progressivement certaines opportunités d’arbitrage.
La valorisation économique du stockage doit donc tenir compte des différences actuelles entre les marchés ainsi que de leur évolution potentielle à mesure que la pénétration des énergies renouvelables et du stockage augmente.
Le financement dépend de la combinaison des revenus et des risques
Les différences entre l’Espagne, l’Italie et l’Allemagne montrent qu’une même batterie, de puissance et de capacité de stockage identiques, peut produire des résultats économiques très différents selon le marché sur lequel elle opère.
En Italie, un projet attributaire d’un contrat MACSE peut s’appuyer sur une rémunération contractuelle à long terme. En Allemagne, un projet exposé au marché merchant doit démontrer la solidité de ses revenus d’arbitrage et de services d’équilibrage, en tenant compte des opportunités et des conditions des nouveaux mécanismes de capacité. En Espagne, les développeurs doivent évaluer les revenus de marché et le potentiel de rémunération de la puissance garantie, qui reste tributaire des résultats des futures enchères.
Il existe également des alternatives contractuelles, telles que les accords de tolling, qui peuvent réduire l’exposition directe à la volatilité des revenus. Toutefois, chaque structure de financement répartit différemment les risques entre les propriétaires, les exploitants et les acheteurs de services de stockage.
Pour les banques et les investisseurs, l’existence d’un mécanisme de capacité ne garantit pas à elle seule la bancabilité d’un projet. Les flux de trésorerie attendus, les obligations contractuelles, les risques réglementaires et la capacité à assurer le service de la dette dans des scénarios moins favorables doivent tous être évalués.
L’Europe a besoin de prévisions spécifiques à chaque marché
La croissance du stockage en Europe offre d’importantes opportunités d’investissement, mais il n’existe pas de modèle économique unique pouvant être appliqué uniformément aux différents marchés.
L’évolution des prix horaires, de la production renouvelable, de la demande d’électricité, des interconnexions, des services auxiliaires et des mécanismes de capacité déterminera les revenus que les batteries pourront générer dans les années à venir.
L’évaluation de ces projets nécessite des prévisions des prix du marché de l’électricité à long terme, avec une granularité horaire et des scénarios cohérents avec l’évolution attendue de chaque système. Ces prévisions permettent de simuler le fonctionnement des batteries, d’estimer leurs revenus et d’évaluer leur sensibilité à différents scénarios de marché.
L’expansion du stockage dépendra des besoins de flexibilité des systèmes électriques et de la capacité des projets à démontrer leur rentabilité et à obtenir un financement. Comprendre les caractéristiques de chaque marché européen sera déterminant pour identifier les opportunités d’investissement et construire des modèles économiques durables à long terme.
Prévisions à long terme et analyse des revenus : le rôle d’AleaGreen et d’AleaStorage
Valoriser un projet de stockage en Espagne, en Italie ou en Allemagne exige des prévisions de prix horaires sur toute la durée de vie de l’actif, des scénarios d’écarts de prix et de volatilité, ainsi qu’une estimation des revenus que les mécanismes de capacité de chaque pays peuvent apporter. AleaGreen, la division d’AleaSoft Energy Forecasting spécialisée dans les prévisions à long terme, fournit des prévisions de prix des marchés électriques européens avec une granularité horaire et des bandes de confiance pour la valorisation des actifs et le financement de projets d’énergies renouvelables et de projets de stockage.
Pour sa part, AleaStorage, la division d’AleaSoft Energy Forecasting spécialisée dans le stockage d’énergie, estime les revenus des batteries autonomes et des projets d’hybridation avec les énergies renouvelables sur les marchés de l’énergie et des services auxiliaires, évalue les revenus des marchés de capacité et modélise des scénarios de prix et de volatilité à long terme.
Source : AleaSoft Energy Forecasting