- Un système électrique sous tension
Le système électrique européen connaît une transformation profonde, tirée par deux dynamiques simultanées
- Côté production, le déploiement massif des énergies renouvelables, solaire et éolienne qui sont par nature non pilotables, introduit une intermittence croissante. En parallèle, le talon prévisible de production, historiquement offert par le nucléaire (en France et dans d’autres pays européens) se réduit, sous l’effet de parcs vieillissants et de contraintes économiques ou politiques pesant sur les déploiements futurs.
- Côté consommation, après un décollage timide l’électrification des usages introduit progressivement des profils de consommation de plus en plus marqués par de forts appels de puissance (véhicules électriques, pompes à chaleur, process industriels, etc.) et induit une sensibilité croissante aux coûts de l’électricité. Dans le même temps, les consommateurs (notamment C&I), appuyés par des courtiers, délaissent les offres à prix fixes pour se tourner vers des contrats de fourniture davantage exposés aux prix de gros (dits « spot » ou « bloc + spot »).
Ces dynamiques accentuent les déséquilibres instantanés entre offre et demande et transforment structurellement la formation des prix de gros. Les prix s’effondrent en milieu de journée lors des pics de production solaire, tandis qu’ils restent élevés aux heures de pointe du soir, heures principales de consommation, encore formés par les centrales à gaz qui assurent la pointe résiduelle. Ce découplage se traduit par une « duck curve » des prix de gros dans plusieurs pays européens, qui ne cesse de s’accentuer : en Europe, le nombre d’heures à prix négatifs a été multiplié par dix-sept en cinq ans, tandis que les événements récents (notamment le conflit en Iran) ont tiré les prix de pointe vers le haut et mécaniquement amplifié les niveaux de spread.
Dans ce contexte, la batterie est un actif de flexibilité clé pour répondre au besoin permanent d’équilibre offre/demande du système électrique, tout en captant de nouvelles opportunités de revenus sur les marchés de l’électricité.
- La batterie « derrière le compteur » contribue à l’équilibre du système électrique et génère de la valeur pour le client en s’appuyant sur son raccordement existant
La première vague de déploiement de batteries s’est faite front-of-the-meter (FTM) à grande échelle (utility scale). Pour autant, ces projets se heurtent aujourd’hui à des délais de raccordement pouvant atteindre plusieurs années, et ce dans de nombreux pays européens, ce qui pèse sur leur rentabilité.
A l’inverse, la batterie behind-the-meter (BTM), installée directement sur le site du client industriel ou tertiaire, utilise le point de raccordement réseau déjà existant du site, évitant ainsi les délais et surcoûts liés à la création d’un nouvel accès.
Sur le plan économique, la batterie BTM est un actif « biface » qui permet de capter de la valeur à deux niveaux :
- D’une part, elle réduit la facture électrique du consommateur : en optimisant l’autoconsommation PV, en arbitrant les écarts tarifaires entre heures creuses et heures pleines, et en écrêtant les pointes de puissance pour abaisser la puissance contractée.
- D’autre part, elle participe aux marchés de services réseau (réserve secondaire, mécanisme de capacité, SRAD en Espagne, etc.) ou permet d’arbitrer sur les marchés intraday pour générer des revenus indépendants de la situation tarifaire du client (via NEBCO en France)
Ces deux sources de valeur peuvent être combinées en « revenue stacking » ce qui constitue l’une des caractéristiques distinctives du modèle BTM.
- La batterie, brique constitutive des projets d’électrification des sites industriels et tertiaires
Au-delà de sa valeur en tant qu’actif de marché, la batterie BTM joue un rôle fonctionnel croissant dans la transformation énergétique des sites industriels et tertiaires. L’électrification des usages (déploiement d’infrastructures de recharge de véhicules électriques, pompes à chaleur, électrification de process thermiques) induit des profils de consommation complexes, tirés pas différents assets de consommation voire de production (unité de production solaire pour de l’autoconsommation par exemple). Cette multiplication d’équipements génère des besoins de pilotage intelligent et de stockage pour optimiser l’énergie consommée à chaque instant.
La batterie BTM s’insère dans cet écosystème pour absorber les surplus de production PV, lisser les appels de puissance liés aux bornes de recharge ou aux pompes à chaleur, et garantir un profil de consommation cohérents avec la puissance souscrite. Cet arbitrage intelligent des différents équipements d’un site s’appuie sur des logiciels de gestion d’énergie (EMS) et des algorithmes de dispatch intelligent.
En ce sens, la BESS est une brique constitutive des nouveaux schémas d’électrification sur site. Pour les industriels et les gestionnaires de patrimoine tertiaire qui engagent des programmes de décarbonation, la batterie est de plus en plus intégrée dès la conception des projets, au même titre que le PV ou les équipements de charge électrique, car c’est elle qui conditionne la cohérence technique et économique de l’ensemble.
- Une fenêtre de valeur particulièrement favorable aujourd’hui pour le déploiement de batterie BESS, soutenue par des fondamentaux solides à long terme
Le marché du stockage BTM est encore naissant, ce qui explique en partie les niveaux de rémunération actuellement observés car la demande en flexibilité est forte, portée par des besoins structurels du système électrique, mais l’offre d’actifs de flexibilité reste limitée. Dans ce contexte, les conditions sont particulièrement favorables aux premiers déploiements, en France, le spread intraday moyen avoisine 90 €/MWh en 2025, contre 22 €/MWh en 2019, et la rémunération des services réseau reste soutenue (notamment réserve secondaire). Ces niveaux devraient se normaliser progressivement avec l’entrée de nouveaux acteurs, mais la compression partielle des revenus attendue à moyen terme ne remet pas en cause la solidité du modèle économique de long terme.
La batterie est en effet en train de s’imposer comme une infrastructure clé du système électrique (au même titre que les infrastructures réseaux ou les moyens de production) dont la valeur repose sur des fondamentaux structurels :
- Des spreads de prix soutenus par la réduction progressive des capacités pilotables et la croissance des renouvelables intermittents
- Une demande en services réseau qui ne fléchira pas à mesure que la variabilité du mix de production s’accentue et que l’électrification des usages s’accélère
- Des cadres réglementaires qui évoluent dans le sens d’une meilleure valorisation de la flexibilité BTM (TURPE 7 en France, mécanisme de capacité en Espagne, etc.)
- Une électrification des usages qui, en accentuant les profils de consommation, renforce mécaniquement le besoin de stockage sur site.
Ce sont ces fondamentaux qui soutiennent les thèses d’investissement à long terme, indépendamment du cycle de marché à court terme.
PMP Strategy est notamment capable d’intervenir afin de modéliser les revenus générés sur les mécanismes accessibles à une batterie derrière le compteur.
- Un écosystème d’acteurs aux rôles complémentaires
Le déploiement d’actif BESS BTM en site industriel ou tertiaire ouvre des opportunités pour plusieurs types d’acteurs qui ont chacun un rôle clé et pourraient capter à termes une part de la valeur créée :
- Le client final / le site de consommation est évidemment au cœur du dispositif : c’est lui qui fournit l’ancrage physique, le profil de charge et les contraintes opérationnelles qui conditionnent l’ensemble de la stratégie de dispatch.
- Les agrégateurs permettent l’accès aux marchés de services système (FCR, aFRR, mFRR, mécanisme de capacité, SRAD en Espagne, etc.). Grâce à leurs plateformes logicielles de pilotage en temps réel, ils optimisent en continu l’allocation des capacités batterie entre les différents usages, arbitrant à chaque instant entre les signaux de prix spot, les engagements de réserve et les besoins du site.
- Les ESCO et tiers-investisseurs historiques disposent d’un portefeuille client constitué sur des années (contrats autoconso PV, contrats d’efficacité énergétique, etc.) qu’ils peuvent désormais adresser avec une nouvelle proposition. Leur connaissance des sites, leur capacité à structurer des financements off-bilan et leur présence opérationnelle longue durée en font des déployeurs naturels de ces actifs.
C’est précisément l’articulation de ces typologies d’acteurs qui permet de maximiser la création de valeur d’un actif BESS et d’en rendre le modèle économique robuste sur la durée.
- Synthèse
La batterie « derrière le compteur » est une brique clé de l’électrification des sites industriels et tertiaire. Elle répond à un besoin croissant du système électrique, tout en offrant une valeur pour les exploitants. Sa capacité à combiner des économies directes pour le consommateur avec des revenus de marché en fait un modèle économique distinct de celui des grandes BESS FTM. Les conditions actuelles (spreads élevés, services réseau généreux, faible concurrence BTM) sont favorables aux premiers déploiements. À plus long terme, la valeur structurelle est soutenue par des fondamentaux solides, même si une normalisation partielle des niveaux de rémunération est à anticiper à mesure que le marché mature.
Article rédigé par les experts PMP Strategy :
Laura Papet-Arnal, Directrice Associée, Philippe Angoustures, Associé, Ronan Pilard, Manager.
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