​Les revenus des batteries en Grande-Bretagne ont connu d’importants changements au cours des deux dernières années, influencés par l’évolution des conditions de marché, des politiques, et de nouvelles structures d’investissement.

Lors de notre dernier livestream, Shaniyaa Holness‑Mckenzie et Joe Bush de Modo Energy ont analysé comment les développeurs et investisseurs peuvent réduire les risques sur les rendements dans un marché britannique en pleine maturation.

​Avec 6,3 GW de capacité batterie déjà installés, l’attention se porte désormais sur la sécurisation de flux de trésorerie stables face à la volatilité du marché, aux réformes politiques et à l’évolution des modèles d’offtake. Cette session analyse les facteurs de risque et les mécanismes qui émergent pour les gérer à mesure que le marché progresse vers 2030 et au-delà.

1) Les revenus des batteries sont portés par deux forces principales

Au cours des deux dernières années, les revenus des batteries britanniques ont rebondi après une année 2024 faible pour atteindre un niveau plus élevé en 2025, passant d’environ £51k/MW/an l’an dernier à £72k/MW/an cette année.

Le profil mensuel reste instable, avec des pics hivernaux et des creux estivaux clairement visibles sur le graphique des revenus cumulés. Autrement dit : le niveau est plus élevé, mais la volatilité persiste.

Cette volatilité reflète deux moteurs conjoints. D’abord, les écarts de prix de gros (day‑ahead et intraday) déterminent l’opportunité d’arbitrage principale ; lorsque les écarts se resserrent, les revenus suivent généralement, et lorsqu’ils s’élargissent, ils font grimper les revenus.

Ensuite, les revenus issus du Balancing Mechanism prennent une place croissante. Les volumes de dispatch augmentent régulièrement depuis début 2024, mais le taux de dispatch in-merit s’est stabilisé en 2025. Globalement, les revenus mensuels ne suivent pas toujours exactement la tendance des écarts de prix. C’est pourquoi certains mois, les revenus sont restés élevés malgré des écarts plus faibles, et inversement.

2) Les réformes du marché peuvent impacter les revenus dans les deux sens

​En septembre, les changements des règles ABSVD (Applicable Balancing Services Volume Data) ont modifié la façon dont les batteries participent à la réponse en fréquence. Cette réforme a permis aux unités hors Balancing Mechanism de concourir dans le Quick Reserve, supprimant leurs paiements de déséquilibre et alignant leurs conditions sur les batteries enregistrées au BM.

Cela a entraîné une hausse des prix du Dynamic Regulation et contribué à une augmentation de £8k des revenus de réponse en fréquence sur l’ensemble du parc.

​À l’avenir, la proposition P462, qui vise à retirer les subventions des prix d’offre dans le Balancing Mechanism, pourrait changer la concurrence entre batteries et éolien dans les zones contraintes, notamment en Écosse.

​Parallèlement, GC0166 (introduction de paramètres énergétiques dans le BM) et d’autres réformes en cours visant à réduire les skip rates et à améliorer la précision du dispatch devraient contribuer à corriger les inefficacités opérationnelles qui ont limité l’utilisation des batteries entre 2024 et 2025.

3) Structures d’offtake : floors, tolls et swaps

​Avec l’augmentation de l’exposition au marché, investisseurs et prêteurs se tournent de plus en plus vers des accords d’offtake structurés pour stabiliser les revenus. Ces contrats permettent de réduire les risques des projets batterie en garantissant une partie des revenus ou en transférant l’exposition marché à des tiers – un élément clé pour obtenir un financement à moindre coût du capital.

Différentes structures d’offtake émergent en Grande-Bretagne.

​Floors vs tolls : Les floors et les tolls sont deux des structures les plus courantes sur le marché britannique aujourd’hui. Dans un accord floor, l’optimiseur complète les revenus lorsqu’ils passent sous un seuil convenu, protégeant le projet lors des mois faibles tout en laissant un potentiel de hausse. Un toll, à l’inverse, offre un paiement annuel fixe – généralement plus élevé qu’un floor mais sans potentiel de surperformance sur le marché.

Lors d’une année à faibles revenus (~£40k/MW/an), le floor garantit un minimum, tandis qu’en année forte (~£70k/MW/an), les tolls offrent une stabilité au prix d’un potentiel de profit supplémentaire.

Floors adossés à une assurance : Dans les structures récentes, l’optimiseur ne fournit plus directement le floor. Un assureur peut le garantir, le propriétaire du projet payant alors une prime annuelle plutôt qu’un surcoût à l’optimiseur. Cette approche conserve la flexibilité d’un offtake marchand tout en améliorant la bancabilité, les prêteurs étant souvent plus rassurés par la solidité financière des assureurs.

Swaps day-ahead : Une autre solution est le swap day-ahead. Il s’agit d’un contrat dérivé qui remplace les revenus day-ahead volatils par un rendement fixe. Cela permet de lisser les revenus mensuels et d’obtenir la prévisibilité nécessaire au financement par dette, tout en laissant aux investisseurs en fonds propres une part d’exposition au marché via d’autres sources de revenus.

4) Stockage longue durée et impacts sur le marché

​Le dispositif cap-and-floor du gouvernement pour le stockage longue durée est actuellement en phase d’évaluation, sans objectif confirmé. Selon les scénarios énergétiques futurs, l’appel d’offres total pourrait se situer entre 2,7 GW et 7,7 GW de capacité.

Selon l’ampleur choisie, l’impact sur le marché marchand des batteries diffère.

Un dispositif limité laisserait le développement marchand inchangé, tandis qu’un déploiement massif pourrait détourner capitaux et accès au réseau vers les projets subventionnés, réduisant d’environ 11 % la croissance du marché marchand au début des années 2030.

Néanmoins, les systèmes lithium-ion devraient rester la technologie dominante, le dispositif améliorant surtout la bancabilité des solutions longue durée ou alternatives, comme l’hydroélectricité par pompage ou les batteries à flux.

5) Construction et exploitation : records et fiabilité

​Depuis septembre 2024, les systèmes de stockage batterie britanniques affichent une disponibilité moyenne de 95 %, en légère baisse par rapport aux 97–98 % sur la même période l’an passé.

Cette baisse s’explique en partie par le rythme record de mises en service, les nouveaux sites mettant du temps à atteindre leur pleine performance opérationnelle. Beaucoup de ces nouveaux systèmes apparaissent temporairement hors ligne pendant les phases de test, ce qui contribue à la baisse ponctuelle de la disponibilité moyenne.

Il est important de noter que les opérateurs planifient stratégiquement les arrêts. La disponibilité pondérée par les revenus est similaire au temps de fonctionnement total, ce qui signifie que les opérateurs ne manquent pas les jours à fort revenu et ne sont pas plus présents lors des jours à faible revenu.

La variation quotidienne des revenus au Royaume-Uni reste limitée par rapport à des marchés comme l’ERCOT, mais à mesure que le marché du stockage britannique évolue, la gestion de la disponibilité devient un facteur clé pour réduire les risques sur les rendements BESS – garantissant que les actifs restent en ligne lors des périodes à forte valeur et respectent les seuils de performance exigés par les contrats d’offtake ou les accords de financement.

​Les diapositives complètes du livestream sont disponibles ci-dessous