2026, vers une transformation des modèles d’affaires ?
Pour le marché du stockage stationnaire en France, l’année 2025 s’inscrit – en apparence –dans une continuité parfaite de 2024.
Ainsi, les mises en service de nouveaux actifs de stockage stationnaire en France se sont stabilisées en 2025 autour de ~250 MW/an (dont ~65% sur le réseau de distribution), pour atteindre ~1,4 GW installé à fin d’année en métropole – cf. graphe A. Ce rythme est ainsi comparable à celui de l’année précédente, bien que légèrement inférieur au pic de 2023 (à 350MW/an).
Cette stabilisation du rythme des mises en service s’accompagne d’une croissance stable du pipeline de projets, atteignant ~14 GW en septembre 2025 (contre ~9 GW en septembre 2024 et ~4 GW en septembre 2023), majoritairement localisés sur le réseau de transport – cf graphe B.
Ces tendances pourraient laisser penser que le secteur a trouvé son équilibre et un modèle de développement soutenable – basé sur des batteries standalone, valorisées principalement sur l’aFRR. Néanmoins, plusieurs signaux indiquent que, au contraire, 2026 devrait être une année de remise en question, voire de transformation des modèles d’affaires actuels, et ce à deux titres :
- Sur le plan de la valorisation des actifs, l’année 2025 est annonciatrice d’un pivot d’une rémunération basée sur les services systèmes vers une rémunération « multi-marchés » :
- Les prix de l’aFRR ont ainsi diminué sur le S2 2025 en comparaison du S2 2024 (passant de ~64€/MWr/h à 54€/MWr/h en moyenne pour de la réservation de capacité), une tendance qui devrait s’accélérer en 2026 avec l’addition de nouvelles capacités de batteries mais aussi la participation de nouveaux actifs aux réserves (e.g. PV > 10 MW) ;
- Cette baisse annoncée des prix de l’aFRR devrait réorienter la valorisation des BESS vers une plus grand part de revenus dérivés des marchés énergie, comme les marchés intraday (tendance déjà observée en Allemagne) ou le marché day-ahead, dont la volatilité s’est renforcée en octobre avec le passage de guichets de pas 30 à 15 minutes ;
- Elle devrait également inciter au développement de contrats d’agrégation plus sophistiqués, permettant un partage « sur-mesure » de la valeur entre agrégateur et développeur, et ce parfois même de façon dissociée des actifs physiques (ex : virtual ou financial FPA – Flexibility Purchase Agreement).
- Sur le plan du développement de nouvelles capacités, l’année 2025 marque également un tournant vers des modèles d’affaires plus diversifiés, agiles, et géographiquement différenciés :
- La saturation des capacités de raccordement disponibles sans contrainte sur le réseau de transport devrait pousser au développement de nouveaux modèles permettant d’optimiser des raccordements existants (projets « aval compteur » de sites de consommation, ou colocalisés avec sites de production EnR), et potentiellement gagner en vitesse de développement (un atout clé sur des marchés peu profonds amenés à rapidement saturer) ;
- Le poids attendu croissant de l’arbitrage pose la question de la durée des nouveaux actifs développés, pouvant remettre en question le consensus actuel autour d’une durée de ~2h pour la valorisation aFRR ;
- La différentiation géographique du TURPE 7 devrait renforcer la valeur des actifs développés sur des zones contraintes en injection ou en soutirage, pouvant bénéficier de tarifs TURPE réduits.
Cette sophistication croissante du secteur, sur le volet agrégation comme sur le volet développement, nécessitera le recours à de nouveaux outils et expertises afin d’évaluer :
- La contribution des « nouveaux marchés » day-ahead et intraday aux revenus des batteries, l’impact sur leur dimensionnement optimal ainsi que sur les flux de revenus rétrocédés par les agrégateurs aux développeurs (ex : via des modèles de backtesting);
- La pertinence de diversifier le développement de modèles purs « standalone » vers des nouveaux modèles « aval compteur » ou « colocalisés avec des sites de production EnR », et le choix des segments de consommation / production ;
- Les impacts de la localisation géographique des nouveaux projets sur leur rentabilité et la valeur des portefeuilles en développement (en lien par exemple avec la différentiation géographique du TURPE 7) ;
- Le rapport rendement / risque lié aux nouveaux contrats d’agrégation et le choix d’un format optimal pour chaque acteur, voire chaque actif.
E-CUBE a développé une forte expertise sur le stockage stationnaire, à travers ses projets récents et l’expérience de ses consultants. Nous serions heureux d’échanger avec vous sur ces perspectives de marché et opportunités. N’hésitez pas à contacter les experts ci-dessous pour planifier une discussion sur le sujet.
