Analyse du marché britannique du stockage d'énergie en 2026

Résumé exécutif:
Le Royaume-Uni est l'un des pays européens les plus attractifs pour les investissements dans les systèmes de stockage d'énergie par batteries (BESS). Il possède actuellement la plus grande capacité installée de BESS à l'échelle du réseau en Europe et offre des sources de revenus diversifiées, fortement soutenues par le gouvernement et les gestionnaires de réseau.

Le gouvernement britannique s'est fixé un objectif ambitieux : produire autant d'énergie propre qu'il en consomme d'ici 2030. Cet objectif stimule une croissance significative des énergies renouvelables et nécessite une flexibilité accrue du système énergétique, principalement grâce aux systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS).

Une question essentielle demeure : les conditions du marché sont-elles suffisamment attractives pour garantir la capacité de stockage d’énergie par batterie (BESS) requise par le système ?

En raison de l'augmentation continue des capacités de production d'énergie renouvelable, des réformes du mécanisme d'équilibrage et de l'érosion des prix des services de fréquence, l'arbitrage énergétique est appelé à jouer un rôle de plus en plus important dans les revenus générés par les systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS).

Malgré les incertitudes actuelles, le marché britannique des systèmes de stockage d'énergie par batteries, stimulé par les plans gouvernementaux et les données de marché, offre encore d'importantes perspectives de croissance et d'innovation. Les investisseurs doivent rester informés, faire preuve d'adaptabilité et nouer des partenariats pour surmonter les difficultés potentielles.

I. Le Royaume-Uni domine le marché européen des systèmes de stockage d'énergie par batteries

Nous avons identifié le Royaume-Uni comme l'un des pays européens les plus attractifs pour les investissements dans les systèmes de stockage d'énergie par batteries (BESS). Le Royaume-Uni détient actuellement la plus grande capacité installée de BESS à l'échelle du réseau, offre les sources de revenus les plus diversifiées et bénéficie d'un soutien important du gouvernement et des gestionnaires de réseau pour l'augmentation de cette capacité. Dans cet article, nous analyserons en détail le marché britannique des BESS, en explorant les principales opportunités et les principaux défis pour les investisseurs actuels et potentiels.
Le gouvernement britannique a élaboré des plans ambitieux visant à réformer le secteur de l'énergie et à construire un système propre et fiable. En décembre 2024, le nouveau gouvernement travailliste a publié le « Plan d'action pour une énergie propre à l'horizon 2030 », fixant pour objectif que le Royaume-Uni produise au moins autant d'électricité propre qu'il n'en consomme d'ici 2030. La réalisation de cet objectif nécessitera une augmentation substantielle des énergies renouvelables, telles que le solaire et l'éolien. Cela implique une plus grande flexibilité du système énergétique britannique, notamment grâce au stockage d'énergie par batteries. Le Royaume-Uni est un chef de file mondial en matière de déploiement de systèmes de stockage d'énergie par batteries à grande échelle et l'un des premiers pays à investir activement dans ce domaine. En raison de sa capacité d'interconnexion limitée et de sa forte dépendance à l'énergie éolienne, le Royaume-Uni a besoin de systèmes de stockage d'énergie par batteries pour garantir la stabilité de son réseau électrique.

II. Plan d’action Clean Power 2030 : Opportunités pour les systèmes de stockage d’énergie par batteries (BESS)

Le système électrique britannique évolue rapidement. En 2005, la majeure partie de l'électricité était produite à partir de charbon, de gaz naturel et d'énergie nucléaire (voir figure 1). La même année, l'éolien et le solaire fournissaient moins de 1 % de l'électricité du Royaume-Uni. En 2025, l'éolien et le solaire produisent près de la moitié de l'électricité britannique, tandis que la dernière centrale à charbon vient de fermer ses portes.

Figure 1 : Production d’électricité au Royaume-Uni par source, 2005-2050. Source : BloombergNEF, RaboResearch 2025

Dans les prochaines décennies, la production d'énergie renouvelable devrait atteindre 80 % de l'approvisionnement en électricité. Cette perspective est soutenue par les objectifs les plus récents du gouvernement, inscrits dans le cadre du « Plan d'action Énergie propre 2030 » (voir figure 2). Selon ce plan, la capacité installée de production d'énergie renouvelable variable augmentera significativement, tandis que la capacité stable et pilotable restera globalement inchangée. Un volume important de sources flexibles supplémentaires sera nécessaire pour absorber la plus grande variabilité du mix énergétique.

Figure 2 : Objectifs de capacité installée en 2030 (GW) par rapport à la capacité de 2024
(Source : Plan d’action Clean Power 2030, RaboResearch 2025. Remarque : Les capacités de production d’électricité à faible émission de carbone comprennent la biomasse, l’électricité produite par BECCS, le gaz naturel avec CCUS et l’hydrogène. Le stockage de longue durée comprend les batteries à flux, le pompage-turbinage, l’air comprimé, le stockage thermique, le stockage par gravité et le stockage d’hydrogène.)

Les batteries devraient jouer un rôle prépondérant dans la flexibilité du réseau électrique britannique. Le plan d'action « Clean Power 2030 » prévoit que la capacité installée des systèmes de stockage d'énergie par batteries (BESS) sera multipliée par six, passant de 4,5 GW en 2024 à une valeur comprise entre 23 GW et 27 GW d'ici 2030. Cette capacité anticipée dépasse largement les 14 à 16 GW estimés dans la première partie de cette série, d'après les scénarios de BloombergNEF. Les plans d'installation actuels (voir figure 3) indiquent que l'objectif national est atteignable. Selon le Répertoire européen du stockage d'énergie, récemment lancé par la Commission européenne, début mars 2025, la capacité installée avait déjà augmenté de 1 GW par rapport aux 4,5 GW annoncés dans le plan d'action « Clean Power 2030 ». Si l'on prend également en compte les projets en cours de construction et ceux ayant déjà obtenu les autorisations nécessaires, la capacité atteint 20 GW, auxquels s'ajoutent 18 GW de projets annoncés. Toutefois, atteindre une capacité de stockage par batteries de 27 GW d'ici 2030 dépendra de nombreux facteurs, notamment de la confiance des investisseurs et des développeurs dans le retour sur investissement (RSI). Une baisse de confiance pourrait entraîner un ralentissement de la mise en service des projets, comme observé en 2024, avec une diminution des revenus due à la cannibalisation du marché des fréquences. Bien que la baisse des prix des batteries améliore la rentabilité des nouveaux projets en réduisant les dépenses d'investissement (CAPEX), les investisseurs et les développeurs doivent être attentifs à la dynamique qui influence les flux de revenus disponibles pour les actifs de stockage d'énergie par batteries (BESS).

Figure 3 : Capacité opérationnelle cumulée des systèmes de stockage d’énergie par batterie (BESS), portefeuille de projets et objectifs nationaux
Source : BloombergNEF, Répertoire européen du stockage d'énergie (Commission européenne), Plan d'action Clean Power 2030, RaboResearch 2025 Remarque : Capacité installée au 4 mars 2025.

III. S'orienter dans la structure de revenus diversifiée et dynamique du système BESS britannique

La structure des revenus des systèmes de stockage d'énergie par batteries (BESS) au Royaume-Uni est l'une des plus diversifiées d'Europe. La plupart des marchés de gros et des services auxiliaires britanniques permettent aux systèmes de stockage d'énergie d'y participer en tant qu'entité indépendante (voir figure 4), mais la dynamique de chaque source de revenus peut évoluer considérablement au fil du temps, ce qui complexifie l'élaboration de la stratégie commerciale.

Figure 4 : Structure des revenus des BESS au Royaume-Uni
Source : BloombergNEF, National Energy System Operator (NESO), Modo Energy, RaboResearch 2025

IV. Évolution du stockage d'énergie : de la priorité donnée aux services de réponse en fréquence aux services d'arbitrage énergétique

La composition des revenus d'un projet BESS type est loin d'être statique (voir figure 5) ; le stockage d'énergie s'est déplacé des services de fréquence vers l'arbitrage énergétique. Du fait de la saturation du marché, la part des services de fréquence dans les revenus a considérablement diminué, passant de 80 % en 2022 à seulement 20 % en 2024. D'ici 2030, nous prévoyons que l'arbitrage énergétique dominera les revenus, la majeure partie provenant de la participation au mécanisme d'équilibrage.

Figure 5 : Évolution de la pile de revenus des systèmes de stockage d’énergie par batterie
Source : BloombergNEF, Aurora, Modo Energy, RaboResearch 2025

Dans les sections suivantes, nous analyserons les différentes sources de revenus et leur rôle prévu dans l'avenir des projets BESS au Royaume-Uni.

4.1 Arbitrage énergétique sur les marchés de gros

Au cours des deux dernières années, l'arbitrage énergétique est devenu la principale source de revenus sur les marchés de gros. En 2022, il représentait environ 8 % du chiffre d'affaires moyen des systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS). D'après les données de Modo Energy, l'arbitrage énergétique devrait représenter près de 50 % du chiffre d'affaires moyen des projets d'ici 2024, et cette proportion devrait augmenter dans les années à venir. Le potentiel de revenus de l'arbitrage énergétique dépend largement de la structure de production d'électricité. En raison de la plus faible capacité de production solaire du Royaume-Uni, les écarts de prix en été sont inférieurs à ceux observés en Allemagne et aux Pays-Bas (voir figure 6). En hiver, ces écarts ont tendance à augmenter. La production d'énergie éolienne entraîne une baisse des prix minimums, tandis que la hausse des prix du gaz naturel entraîne une augmentation des prix maximums.

Figure 6 : Écarts de prix moyens mensuels sur les marchés du lendemain
Source : Entso-E, RaboResearch 2025

À l'avenir, la part croissante de l'éolien et surtout du solaire dans le mix électrique britannique devrait favoriser les opportunités d'arbitrage en creusant les écarts de prix. À l'instar de l'Allemagne et des Pays-Bas, une surproduction d'énergie solaire pourrait entraîner une baisse des prix en journée. Parallèlement, le gaz naturel demeurant la principale source d'électricité pilotable au Royaume-Uni, nous anticipons le maintien de prix élevés aux heures de pointe.

Du fait de la profondeur du marché de gros, le risque de cannibalisation des revenus d'arbitrage est relativement faible. Bien qu'une capacité de stockage d'énergie accrue puisse atténuer la forte volatilité des prix, la pénétration croissante des énergies renouvelables, conjuguée au rôle stable attendu des turbines à gaz, maintiendra les opportunités d'arbitrage. Cette situation contraste avec celle des services de fréquence, où la capacité de stockage installée dépasse désormais la demande intrinsèque du marché, entraînant une baisse significative des prix.

4.2 Mécanisme d'équilibrage et taux de saut

Un autre facteur contribuant à l'augmentation de l'arbitrage énergétique dans la chaîne de revenus est la refonte du mécanisme d'équilibrage, qui favorise les batteries. Ce mécanisme peut offrir des rendements supérieurs à ceux du marché de gros, l'énergie étant achetée ou vendue à un prix plus élevé. Actuellement, même lorsque les offres et les demandes d'utilisation des batteries constituent les options les plus compétitives, elles sont souvent ignorées. En raison du manque de données sur la capacité énergétique disponible des batteries, les ingénieurs de la salle de contrôle activent fréquemment les unités traditionnelles du mécanisme d'équilibrage au lieu des systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS). Cela entraîne une augmentation des coûts du système et un manque à gagner pour les projets BESS. L'introduction de la plateforme d'équilibrage ouverte en décembre 2023 a amélioré la participation des BESS au mécanisme d'équilibrage. Cette plateforme permet aux ingénieurs de la salle de contrôle de communiquer plus efficacement les instructions aux unités du mécanisme d'équilibrage, renforçant ainsi la participation des unités plus petites, notamment les batteries. Cette amélioration se traduit par une réduction du taux d'omission des batteries, passé de 90 % en 2023 à 75 % en 2024. Avec le déploiement de mesures supplémentaires, telles que le code de réseau GC0166 au troisième trimestre 2025, de nouvelles améliorations du taux d'omission des batteries sont attendues. Ce code de réseau introduira de nouveaux paramètres, améliorant encore l'utilisation du système de stockage d'énergie par batterie (BESS) dans le mécanisme d'équilibrage par la salle de contrôle.

4.3 Services de fréquence

En raison de la saturation du marché, les revenus issus des services de fréquence ont fortement diminué ces deux dernières années. Jusqu'en 2022, les opérateurs de batteries pouvaient pratiquer des prix élevés pour leurs services. À partir de 2023, la capacité des systèmes de stockage d'énergie par batteries (BESS) a commencé à dépasser la demande totale du marché de la fréquence, entraînant une baisse des prix due à une concurrence accrue. Selon les données de BloombergNEF, alors qu'un portefeuille BESS pouvait généralement générer plus de 110 000 £ par MW et par an grâce aux services de fréquence, ce chiffre est tombé à moins de 30 000 £ par MW et par an en 2023. En 2024, en raison d'une offre excédentaire de capacité de batteries, les prix de la fréquence au Royaume-Uni étaient déjà inférieurs à la moitié de la moyenne européenne. Par conséquent, nous prévoyons que la part des services de fréquence dans les revenus générés par les BESS continuera de diminuer (voir figure 5). D'ici 2030, la capacité BESS installée pourrait être multipliée par six, mais la profondeur du marché des services de fréquence ne triplera que légèrement. Par conséquent, les services de fréquence continueront d'être dominés par les batteries, mais à long terme, ils ne constitueront qu'une petite partie des revenus générés par les systèmes de stockage d'énergie par batteries (BESS).

4.4 Marché de capacité

Contrairement à l'arbitrage énergétique et aux services de fréquence, le marché de capacité offre un flux de revenus stable. Le Royaume-Uni organise deux types d'enchères : T-4 (quatre ans avant la livraison) et T-1 (un an avant la livraison). Ces enchères sont ouvertes aux installations de production et de stockage existantes et en projet. Les enchères T-4 représentent la majeure partie du volume du marché de capacité et proposent des contrats d'une durée maximale de 15 ans. L'obtention d'un contrat T-4 peut garantir un flux de revenus stable pour un projet de système de stockage d'énergie par batterie (BESS), avant même sa construction. Cependant, pour les projets existants, un délai de quatre ans avant le versement des revenus peut constituer un obstacle majeur. Lors des récentes enchères sur le marché de capacité, le gestionnaire du réseau électrique national (NESO) a passé des contrats avec de nombreux projets BESS afin d'accroître la capacité des batteries sur le réseau. Parallèlement, les revenus issus des services de fréquence ont fortement diminué. De ce fait, certains projets de stockage opérationnels ont généré des rendements décevants, tandis que le déploiement d'autres a été retardé. Les prix des contrats sur le marché de capacité ont considérablement fluctué ces dernières années, notamment en raison des taux de participation variables des projets BESS. L'évolution des prix est également influencée par les coûts de production des technologies concurrentes, principalement les centrales à gaz. Pour les années à venir, Modo Energy prévoit que les revenus du marché de capacité représenteront entre 10 % et 20 % des revenus des systèmes de stockage d'énergie par batteries (BESS).

4.5 Services de réseau

Les services de réseau jouent généralement un rôle moins important dans les revenus d'un projet de système de stockage d'énergie par batterie (BESS), mais peuvent générer des revenus supplémentaires à faible risque, renforçant ainsi la rentabilité des investissements dans les entreprises de stockage d'énergie. Les modalités de rémunération et les procédures d'appel d'offres varient selon le service. Récemment, les services de réseau gérés par NESO ont fait l'objet de plusieurs réformes favorables aux BESS. Les services de tension, de stabilité et de rétablissement du réseau (démarrage à froid) étaient traditionnellement assurés par des centrales thermiques. De par leurs caractéristiques physiques, ces centrales peuvent produire et absorber de la puissance réactive et fournir de l'inertie. Cependant, bien que les batteries soient asynchrones, leurs onduleurs photovoltaïques peuvent générer de la puissance réactive et fournir une inertie virtuelle. NESO s'approvisionne désormais en batteries pour ces services. En 2022, cinq projets BESS ont remporté des contrats d'appel d'offres pour la fourniture de services de stabilité. L'un d'eux, Blackhillock en Écosse, est entré en service en mars 2025, devenant ainsi le premier projet BESS au monde à fournir des services de stabilité. Fin 2024, trois projets BESS ont obtenu des contrats de tension d'une durée de dix ans. Les contrats de services de restauration n'ont pas encore été attribués aux projets de systèmes de stockage d'énergie par batteries (BESS), mais ces derniers ont été intégrés à l'étude de faisabilité de NESO sur les nouvelles technologies de redémarrage autonome. Les frais de réseau de transport et de distribution se divisent en deux catégories : les frais d'utilisation du réseau de transport (TNUoS) et les frais d'utilisation du réseau de distribution (DUoS), qui concernent respectivement les réseaux de transport et de distribution. Ces frais sont calculés en fonction de l'emplacement du stockage. Les projets de stockage situés à proximité des zones de consommation, comme dans le sud de l'Angleterre, sont soumis aux frais de réseau ou bénéficient d'une compensation, tandis que les projets de batteries éloignés de ces zones, comme en Écosse et au Pays de Galles, doivent s'acquitter de redevances. Un autre service géolocalisé disponible pour les BESS est la gestion des contraintes. Les projets de batteries situés dans l'est de l'Angleterre et en Écosse peuvent participer à des appels d'offres pour assurer une disponibilité en cas de panne du réseau de transport. À ce jour, seul le projet de Wishaw a obtenu un contrat de gestion des contraintes, et le potentiel de revenus de ce service reste encore à déterminer.

V. Autres évolutions du marché britannique du stockage d'énergie par batteries

5.1 Accords de péage (Accords à taux fixe)

Le recul des revenus commerciaux en 2023 et 2024 a accru l'intérêt des opérateurs de systèmes de stockage d'énergie par batteries (BESS) pour les revenus contractuels, tels que les contrats de péage et les accords de prix plancher. En 2024, Gresham House, gestionnaire d'actifs BESS, et Octopus Energy, optimiseur, ont signé le premier contrat de péage BESS du Royaume-Uni. Cet accord autorise Octopus Energy à exploiter une capacité de batteries de 568 MW/920 MWh pendant deux ans. En contrepartie, Gresham House percevra 57 000 £ par MW et par an, un montant supérieur au revenu moyen des BESS en 2024. La généralisation des contrats à prix fixe pour les projets BESS dépendra de la rentabilité et de la stabilité offertes par les revenus commerciaux.

5.2 Plus grand, meilleur, plus long

Au Royaume-Uni, les projets de systèmes de stockage d'énergie par batteries (BESS) gagnent en envergure, tant en termes de puissance nominale que de durée de fonctionnement. Fin 2024, le plus grand projet BESS affichait une puissance de 100 MW. En 2025, des batteries de 300 MW et plus seront mises en service, tandis que des batteries de 1 GW sont en cours de développement, avec un objectif de mise en service d'ici 2027. La baisse rapide des prix des systèmes de stockage d'énergie a permis d'étendre les durées de fonctionnement de 1 à 2 heures, devenant ainsi la norme. Certains projets annoncés prévoient même des durées allant jusqu'à six heures.

5.3 Emplacement, emplacement, emplacement...

En raison des contraintes du réseau, les revenus dépendent de plus en plus de la localisation. Selon Modo, les projets de batteries dans le nord de l'Écosse et le sud-est de l'Angleterre génèrent des revenus supérieurs à la moyenne, tandis que ceux des Midlands et du sud-ouest de l'Angleterre affichent des revenus inférieurs. Cette disparité s'explique principalement par le fait que le mécanisme d'équilibrage est basé sur la localisation. Si le Royaume-Uni adopte une tarification zonale (une option envisagée par le gouvernement britannique), l'importance de la localisation des projets s'accroîtra encore. Différentes zones tarifaires pourraient permettre à certaines régions d'offrir des écarts de prix de gros plus avantageux que d'autres. Dans un tel scénario, l'impact du mix de production, de la demande et des interconnexions sur les prix de l'électricité devra être évalué au niveau local.

5.4 Projets co-implantés (solaire/éolien et stockage)

Le stockage d'énergie devrait jouer un rôle de plus en plus important dans les projets intégrant des installations éoliennes et, surtout, solaires. L'installation de batteries sur le même site que les sources de production intermittentes permet d'optimiser l'utilisation du réseau et de gérer les risques de limitation de production, notamment en améliorant les contrats d'achat d'électricité (CAE). Cependant, la rentabilité des systèmes de stockage d'énergie par batteries (BESS) intégrés diffère de celle des BESS autonomes et requiert de nouvelles compétences. De plus, des politiques telles que les règles actuelles des contrats pour différence (CfD) pourraient nécessiter des ajustements afin de mieux prendre en compte les projets intégrant ces installations. Néanmoins, de grands projets intégrant ces installations, comme le parc éolien et de stockage d'Ørsted à Hornsea (300 MW/600 MWh), sont en cours de développement.

5.5 De nouvelles sources de revenus potentielles seront disponibles

Le système électrique britannique est en pleine réforme et de nombreux nouveaux services de réseau, dans le cadre des contrats NESO, seront accessibles aux systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS). Il s'agit notamment de réserves rapides supplémentaires pour les batteries non enregistrées dans un mécanisme d'équilibrage, de réserves lentes, de possibilités de cumul pour la réponse dynamique et les réserves, de produits de restauration statique, d'un approvisionnement géolocalisé en réponse dynamique et en réserves, ainsi que de marchés supplémentaires pour la stabilité, la tension et les contraintes.

VI. À quoi peuvent s'attendre les investisseurs de BESS à l'avenir ?

Après une période faste pour les opérateurs britanniques de systèmes de stockage d'énergie par batteries (BESS), les revenus traditionnels sont en baisse, principalement en raison de la saturation du marché de la fréquence. Le volume des échanges sur ce marché n'augmentant que légèrement par rapport à la capacité des BESS, il est peu probable que les revenus importants issus des services de fréquence reviennent. Par conséquent, les investisseurs en BESS doivent adapter leurs modèles économiques à cette nouvelle réalité en privilégiant les sources de revenus marchandes et/ou contractuelles. Du côté marchand, les opportunités d'arbitrage devraient se multiplier grâce à la croissance rapide des énergies renouvelables et à l'évolution du mécanisme d'équilibrage. Il est toutefois crucial de rester informé de l'éventualité d'une tarification zonale, susceptible d'entraîner des disparités importantes d'opportunités d'arbitrage entre les régions. Du côté contractuel, le marché de la capacité continuera de garantir des revenus. Les contrats à prix plancher et à tarif fixe de péage pourraient devenir plus courants pour les projets BESS afin de sécuriser leurs revenus, tandis que d'autres sources de revenus contractuels, comme les contrats d'achat d'électricité (PPA), pourraient également être disponibles. La baisse des coûts des systèmes de stockage d'énergie réduira les dépenses d'investissement pour les nouveaux projets, ainsi que pour l'extension ou le remplacement des installations existantes. Toutefois, rien n'est garanti et les risques de perturbations de la chaîne d'approvisionnement et de hausse des tarifs douaniers ne doivent pas être écartés. Malgré les incertitudes qui planent sur le marché émergent des systèmes de stockage d'énergie par batteries (BESS), le besoin du réseau électrique britannique en capacité de stockage accrue est manifeste. Les plans gouvernementaux définissent clairement les orientations futures et les nombreuses données et analyses disponibles sur le marché britannique des BESS révèlent des opportunités pour les investisseurs. La voie à suivre pourrait s'avérer plus complexe, mais le potentiel de croissance et d'innovation du marché britannique des BESS demeure immense. En restant informés, en faisant preuve d'adaptabilité et en nouant des partenariats avec des institutions financières qui s'adaptent à ces nouvelles règles du marché, les investisseurs peuvent relever ces défis tout en contribuant à la transition énergétique du Royaume-Uni.