​Ofgem a confirmé que 77 projets totalisant 28,7 GW ont franchi le premier seuil d’éligibilité lors de la première fenêtre du dispositif Cap & Floor pour le stockage d’électricité de longue durée (LDES).

Les batteries lithium-ion (Li-ion) dominent, mais l’hydroélectricité par pompage et les batteries à flux sont également retenues.

​Ces projets passent désormais à l’étape d’évaluation des projets, et Ofgem (avec le soutien du NESO) appliquera le Cadre d’évaluation multicritères (MCA) pour déterminer qui bénéficiera du soutien.

​Si vous avez des questions concernant le contenu de cet article, contactez l’auteur à shaniyaa@modoenergy.com.

​Quelles technologies LDES sont en lice ?

Parmi les 171 projets LDES (52,6 GW) déposés, 77 projets (28,7 GW) ont franchi l’étape d’éligibilité et sont désormais soumis à l’évaluation multicritères.

​Le Li-ion domine avec plus de 20 GW de projets éligibles, soit les deux tiers de la capacité totale éligible.

Quelle capacité pourrait décrocher un contrat

​​Ofgem ne s’est pas encore engagé sur un chiffre. Le volume final dépendra des résultats du MCA, des nouvelles modélisations du NESO et de leur appréciation de la valeur pour le consommateur.

Ofgem tiendra compte de la diversité technologique lors de l’évaluation. Il pourra ajuster la liste restreinte pour éviter une dépendance excessive à une seule technologie, ce qui pourrait impliquer d’écarter certains projets Li-ion au profit de l’hydroélectricité par pompage ou de batteries à flux.

Échelle des projets LDES et mix technologique

Les projets LDES éligibles varient fortement en taille, de seulement 50 MW à près de 2 GW. Par exemple, parmi les plus grands figurent des mégaprojets comme Nexus 1 (1,8 GW Li-ion), Earba (1,8 GW hydroélectricité par pompage), et Coire Glas (1,45 GW hydroélectricité par pompage).

Dix projets atteignent ou dépassent chacun 1 GW. Seuls quelques très grands sites représentent un tiers du mix de capacité éligible.

À ce stade, Ofgem n’a publié que la puissance (MW). Les projets ont transmis les données de durée et d’énergie (MWh) pour la prochaine évaluation, mais Ofgem n’a pas indiqué si ces détails seront rendus publics.

Pour être éligibles, les projets devaient respecter une exigence de durée de huit heures à pleine puissance. Cela signifie qu’au moins 230 GWh de capacité énergétique sont actuellement éligibles au dispositif. Certains projets devraient toutefois offrir une durée supérieure, comme Coire Glas de SSE avec 23 heures.

Pistes et calendriers de livraison

Les projets sont répartis en deux pistes selon leur date de mise en service prévue. Ofgem et le gouvernement fixent les fenêtres de livraison, mais les développeurs ont choisi eux-mêmes la piste à laquelle postuler :

• Piste 1 (d’ici 2030) : 71 projets, 24,5 GW
• Piste 2 (d’ici 2033) : 6 projets, 4,2 GW

Avec 24,5 GW prévus d’ici 2030, la piste 1 est très concentrée sur le court terme, renforçant le rôle du dispositif dans l’atteinte des objectifs « Clean Power 2030 ».

Ofgem évaluera tous les projets éligibles en même temps, mais sa méthodologie favorise naturellement les dispositifs pouvant livrer plus tôt. Les projets de la piste 1, attendus pour 2030, devraient donc être prioritaires car ils s’alignent avec les objectifs gouvernementaux « Clean Power 2030 ».

La capacité de livraison est un point central de l’évaluation stratégique, et Ofgem jugera la préparation de chaque développeur à respecter la date limite de sa piste.

Le cadre : trois tests à franchir pour chaque projet LDES

​La sélection Cap & Floor LDES repose sur une évaluation « globale » combinant les résultats des analyses économique, stratégique et financière.

​​Concrètement, l’approche « globale » signifie qu’Ofgem considère l’ensemble des critères sans pondération fixe, au lieu de s’appuyer sur une seule note.

1. Analyse économique

L’analyse économique estime les bénéfices attendus de chaque projet, en tenant compte des impacts monétisés et non monétisés.

L’indicateur central est le ratio bénéfice-coût (BCR) qui compare les avantages monétisés aux coûts du projet. Ces éléments incluent les variations de prix de gros, la gestion des contraintes, la sécurité d’approvisionnement et les coûts. Ofgem ajustera ensuite le classement selon des facteurs non monétisés tels que :

• évitement de l’effacement,
• flexibilité en temps réel,
• bénéfices d’opérabilité, et
• impacts sociaux ou environnementaux plus larges.

Ofgem ajuste le BCR avec une méthode dite de « pondération dynamique ». Cela consiste à accorder plus d’importance aux impacts non monétisés là où les projets diffèrent le plus, afin que ces écarts influencent le classement final.

2. Analyse stratégique

Cette étape vérifie si le portefeuille global est aligné avec les objectifs nationaux. Elle examine :

• La diversité technologique,
• La diversité géographique,
• Les risques de livraison et de dépassement de coûts,
• La robustesse face aux scénarios énergétiques futurs (FES) et aux années météorologiques.

3. Analyse financière

Cette étape élimine les projets LDES susceptibles de rester durablement sous le seuil plancher (c’est-à-dire nécessitant une subvention continue des consommateurs).

• Les revenus attendus (arbitrage, ré-optimisation, services auxiliaires, mécanisme d’équilibrage hors énergie, marché de capacité) sont évalués en pourcentage du plancher.
• Un modèle financier Cap & Floor fixe les niveaux de corridor, avec une « majoration de ré-optimisation » pour intégrer la valeur intrajournalière et du mécanisme d’équilibrage.

En résumé, les projets BESS capables de démontrer des revenus élevés grâce à la ré-optimisation, une bonne position sur les services auxiliaires et une efficacité des coûts obtiendront les meilleures notes.

Et la suite ?

Les projets éligibles ont désormais jusqu’au 18 novembre 2025 pour soumettre leurs dossiers et justificatifs. Ofgem publiera une liste de décisions initiales au printemps 2026, puis les attributions finales Cap & Floor à l’été 2026.

Pour les développeurs, le message est clair : au-delà du coût et de l’efficacité, la preuve de la capacité de livraison, de la ré-optimisation et de l’opérabilité système sera décisive. Pour le système britannique, le résultat déterminera comment 28,7 GW de stockage longue durée concourent pour garantir un revenu plancher soutenu par les consommateurs.

​