​Si 2025 a été l’année de la conception des politiques, 2026 sera celle de la mise en œuvre. De la réforme des raccordements aux évolutions du Balancing Mechanism, c’est en 2026 que les décisions de marché et de régulation auront un impact concret sur le stockage d’énergie par batterie.

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Réforme des raccordements

Le lundi 8 décembre 2025, le National Energy System Operator (NESO) a publié les résultats de haut niveau du processus de réforme des raccordements. Cela a permis de préciser la capacité attendue par type de technologie pour les phases 1 et 2.

NESO prévoit d’attribuer des accords de raccordement à plus de 283 GW de capacité de production et de stockage d’ici 2035, dont plus de 80 GW de stockage d’énergie par batterie. NESO prévoit également d’attribuer des accords à 99 GW supplémentaires de projets liés à la demande.

Selon ces résultats, le pipeline de stockage d’énergie par batterie est environ trois fois supérieur à la capacité visée par les objectifs Clean Power 2030.

Que va-t-il se passer ensuite ?​

• D’ici fin 2025, tous les candidats auront reçu les notifications initiales, y compris les offres Gate 1 pour les projets ne répondant pas aux critères d’éligibilité ou d’alignement.
  
• Mi-2026, NESO émettra les offres Gate 2 protégées et finales pour les projets raccordés jusqu’en 2030, tant en transmission qu’en distribution.
  
• Fin 2026, toutes les offres et notifications postérieures à 2030 seront finalisées, réinitialisant totalement la file d’attente des raccordements.

Le Balancing Mechanism

​NESO prépare une série de changements du Balancing Mechanism afin de réduire les taux de « skip » et d’améliorer la méthodologie de dispatch grâce à de nouveaux outils d’optimisation, des modifications du code et des réformes tarifaires.

Taux de « skip »

​Optimisation sous contrainte

• À partir d’avril 2026, NESO prévoit d’introduire l’optimisation sous contrainte.
• Les ingénieurs de la salle de contrôle définiront les limites de contrainte, tandis que l’optimiseur évaluera les signaux de prix et les paramètres techniques dans le temps pour aboutir à un dispatch optimisé en coût.
• Ce changement vise à réduire l’intervention manuelle et à limiter les « skips » liés aux contraintes.

Analyse des causes racines

• ​Des tests d’hypothèses et analyses de données ont débuté en 2025. Des recommandations concrètes sont prévues pour publication en avril 2026.

Objectif

• ​D’ici février 2026, une proposition finale de cible de réduction des taux de skip sera confirmée, avec description et justification.

GC0166

• ​Les paramètres GC0166 doivent être pleinement mis en œuvre au plus tard début novembre 2026 (12 mois après l’entrée en vigueur du code).
• Basculement final de la règle des 30 minutes vers MDO/MDB pour les acteurs prêts : juin 2026, avec un indicateur permettant aux autres de rester temporairement sur l’ancienne règle.

​National Dispatch Optimiser (NDO) :

• Mise en service en janvier 2026 en fonctionnement parallèle avec les anciens optimiseurs pendant environ trois mois.
• Le modèle Future State of Energy (FSOE) du NDO sera testé sur le système d’ici avril 2026, avec démarrage opérationnel en juin 2026.

P462

• La phase d’évaluation de P462 doit s’achever début 2026, avec présentation du rapport d’évaluation au BSC Panel en février.
• Elle sera suivie d’une consultation pendant la phase de rapport et de la soumission du rapport final de modification en avril 2026.

Nous avons publié un article dédié explorant les impacts potentiels de P462 sur les systèmes de stockage d’énergie par batterie, notamment les effets des changements sur les prix négatifs dans le Balancing Mechanism sur les revenus et stratégies d’enchères du stockage.

Mécanisme « Cap & Floor » pour le stockage longue durée

En septembre 2025, Ofgem a confirmé que 77 projets, totalisant 28,7 GW, ont franchi l’étape d’éligibilité de la première fenêtre du mécanisme « cap and floor » pour le stockage longue durée. Le pipeline éligible était dominé par des projets de batteries lithium-ion, aux côtés de l’hydroélectricité par pompage et des batteries à flux, et tous les projets qualifiés sont désormais passés à la phase d’évaluation des projets.

Ofgem et NESO effectuent à présent une évaluation multicritères portant sur la valeur économique, l’adéquation stratégique et la solidité financière, avec une première liste de décisions attendue au printemps 2026 et les attributions définitives prévues à l’été 2026.

Réponse en fréquence

À partir de janvier 2026, Dynamic Containment (DC), Dynamic Moderation (DM) et Dynamic Regulation (DR) seront activés directement dans l’OBP.

​Les axes actuels d’amélioration des services de réponse dynamique incluent l’étude d’options pour l’achat localisé et le cumul des services de réponse et de réserve.

​NESO prévoit de lancer une consultation officielle (Article 18) sur l’achat localisé au second semestre 2026, offrant ainsi des opportunités supplémentaires pour l’engagement et les retours des parties prenantes. Ce changement devrait entrer en vigueur début 2027.

Consultez la page NESO Markets Roadmap pour utiliser leur carte interactive et obtenir plus de détails sur chaque sujet.

Nouveaux marchés

L’appel d’offres long terme 2029 est un processus d’achat simultané par lequel NESO recherche des services de stabilité et de puissance réactive pour soutenir la restauration du système à partir de 2029. Il sera réalisé via le Stability Market et le Reactive Power Market, plutôt que par des dispositifs sur mesure.

À ce jour, NESO a lancé des invitations à soumissionner aux participants répondant aux critères.

La phase d’appel à candidatures est en cours, NESO devant évaluer les dossiers techniques et commerciaux avant d’attribuer les contrats aux lauréats, permettant ainsi la fourniture de services de restauration et de réseau dès 2029.

Consultez la page NESO Markets Roadmap pour utiliser leur carte interactive et obtenir plus de détails sur chaque sujet.

Planification centrale

​NESO a indiqué que la prochaine publication complète des Future Energy Scenarios n’aura pas lieu avant 2028, marquant la fin du cycle annuel. D’ici là, la planification du système est guidée par de nouveaux processus stratégiques :

Strategic Spatial Energy Plan (SSEP)

• ​Le SSEP établira une trajectoire unique, spatialement et économiquement optimisée à l’horizon 2050 pour les infrastructures d’électricité et d’hydrogène.
• ​​ Été 2026 : NESO soumettra les options de trajectoire SSEP au Secrétaire d’État à la Sécurité énergétique et à la neutralité carbone pour décision.
• Printemps 2026 : Lancement de la consultation publique sur le rapport environnemental SSEP provisoire.

Centralised Strategic Network Plan (CSNP)

• ​Le CSNP conçoit les renforcements du réseau pour répondre aux besoins du SSEP.
• ​NESO fera avancer le CSNP en publiant les exigences du système et un schéma indicatif du réseau offshore d’ici T2 2026.
• Un résumé des options suivra au T4 2026.
• Le CSNP complet est attendu fin 2027.

Regional Energy Strategic Plan (RESP)

• ​Les Plans stratégiques régionaux de transition (tRESPs) constituent une étape transitoire vers une planification énergétique régionale complète, offrant une vision nationale et régionale personnalisée des futurs besoins de distribution d’électricité en Grande-Bretagne.
• Les résultats des tRESP doivent être publiés au T1 2026.
• ​La méthodologie finale du RESP doit être publiée au T2 2026, sous réserve de l’approbation d’Ofgem et de DESNZ.