BESS en France : maîtriser la technologie, la sécurité et la valeur de marché

Alors que la France accélère sa transition énergétique, les systèmes de stockage d’énergie par batterie (BESS) deviennent un levier essentiel pour renforcer la flexibilité du réseau, faciliter l’intégration des énergies renouvelables et améliorer la résilience du système électrique.

La part croissante des énergies renouvelables, l’augmentation de la volatilité des marchés et l’évolution des besoins en flexibilité créent de nouvelles opportunités pour les projets de stockage dans l’ensemble du paysage énergétique français. Dans le même temps, les développeurs, les investisseurs et les propriétaires d’actifs doivent prendre en compte un ensemble complexe de considérations techniques, sécuritaires et commerciales afin d’assurer la réussite de leurs projets sur le long terme.

Il devient de plus en plus important de comprendre ces enjeux dès les premières étapes du cycle de vie des projets, alors que le marché passe progressivement de la planification et des projets pilotes à des déploiements à grande échelle.

Technologie et bancabilité : concevoir des projets performants sur le long terme

La réussite d’un projet BESS ne repose pas uniquement sur le choix d’une technologie de batterie. Ses performances à long terme dépendent de l’interaction entre la conception du système, la stratégie d’exploitation, la structure contractuelle et la gestion de l’actif tout au long de sa durée de vie.

L’un des principaux enjeux pour les développeurs et les investisseurs consiste à comprendre l’évolution des performances de la batterie dans le temps. La dégradation de la capacité, les exigences en matière de disponibilité, les conditions d’exploitation et les stratégies de dispatch influencent toutes la rentabilité du projet et doivent être intégrées aux modèles techniques et financiers.

Les discussions portent de plus en plus sur des indicateurs de performance tels que la capacité énergétique, la disponibilité du système et le rendement aller-retour, qui ont une incidence directe sur la valeur du projet et la répartition des risques.

Le cadre contractuel qui soutient le projet est tout aussi important. Les contrats de fourniture des batteries, les contrats EPC et les contrats de services à long terme, ou LTSA, doivent être cohérents afin d’assurer une répartition claire des risques et des responsabilités. Les garanties de performance, les hypothèses de dégradation, les engagements en matière de disponibilité et les mécanismes de pénalités forfaitaires peuvent avoir une incidence significative sur la bancabilité du projet et sur ses conditions de financement.

Pour les investisseurs et les prêteurs, la question ne porte souvent pas uniquement sur les éléments garantis, mais également sur la manière dont ces garanties sont définies, mesurées et appliquées pendant toute la durée de vie du projet. Un examen attentif des hypothèses contractuelles et des méthodes d’évaluation des performances peut contribuer à réduire les incertitudes et à renforcer la confiance dans les rendements prévisionnels.

Sécurité : aller au-delà de la conformité grâce à une conception fondée sur l’analyse des risques

À mesure que les projets BESS gagnent en ampleur, la sécurité devient l’un des sujets majeurs du secteur. Alors que les technologies de batteries continuent d’évoluer rapidement, les développeurs et les exploitants font l’objet d’une attention croissante de la part des régulateurs, des autorités, des prêteurs, des assureurs et des parties prenantes locales.

Démontrer une compréhension approfondie des dangers potentiels et des mesures d’atténuation devient une composante essentielle du développement des projets, et non plus seulement une exigence liée aux autorisations intervenant en fin de processus. L’un des principaux sujets d’attention reste l’emballement thermique et ses conséquences potentielles, notamment la propagation des incendies, les risques d’explosion et le dégagement de gaz dangereux. La maîtrise de ces risques nécessite une approche globale prenant en compte le choix de la technologie, l’architecture du système, les dispositifs de détection, les mesures de confinement et les stratégies d’intervention d’urgence.

Le secteur accorde également une importance croissante aux analyses de réduction des risques et aux essais incendie à grande échelle, qui permettent d’observer le comportement des systèmes dans des conditions extrêmes. Ces évaluations contribuent à une meilleure compréhension des scénarios de défaillance et favorisent le développement de stratégies de protection et d’atténuation plus efficaces.

Les développeurs doivent également suivre attentivement l’évolution des normes et de la réglementation. Les échanges ont souligné la pertinence continue de référentiels tels que l’UL 9540 et la NFPA 855, ainsi que l’émergence de nouvelles exigences susceptibles d’influencer les futurs projets sur le marché français.

À mesure que ces exigences évoluent, l’intégration des considérations de sécurité dès les premières étapes du projet peut permettre d’éviter des modifications ultérieures de la conception, de renforcer la confiance des parties prenantes et d’obtenir un projet plus robuste. En définitive, une gestion efficace de la sécurité ne consiste pas uniquement à respecter les exigences réglementaires. Elle vise à créer des projets techniquement robustes, socialement acceptables et capables de fonctionner de manière fiable pendant toute leur durée de vie prévue.

Valeur de marché et optimisation des revenus : comprendre les opportunités futures

Les systèmes de stockage par batteries (BESS) connaissent un développement rapide en France et en Europe, porté par la maturité de la technologie, la baisse des coûts et le besoin croissant de flexibilité lié à l'essor des énergies renouvelables. Pendant plusieurs années, les principales sources de revenus des batteries provenaient des marchés de services système. Toutefois, la cannibalisation des prix liée au développement des batteries mais aussi l’entrée de nouveaux concurrents sur ces marchés exercent une pression à la baisse sur leur rentabilité. À long terme, la valeur des BESS reposera davantage sur leur capacité à tirer parti de la volatilité des prix de l'électricité et à réaliser des arbitrages sur les marchés de l'énergie. Dans ce contexte, les prévisions de prix deviennent un élément central de l'évaluation des projets. Au-delà du niveau moyen des prix, la capacité à anticiper les variations horaires est essentielle pour estimer correctement les revenus futurs d'un actif de stockage.

Cette exposition aux marchés rend également le financement plus complexe. Les contrats de tolling permettent de transférer une partie du risque à un opérateur spécialisé, mais ils ne l'éliminent pas. La qualité des contreparties, les conditions contractuelles et l'évaluation technique des actifs restent donc des éléments déterminants pour les prêteurs et les investisseurs.

À l’inverse, l'hybridation entre centrales photovoltaïques et batteries apparaît comme l'un des moyens les plus efficaces pour améliorer la bancabilité des projets en réduisant réellement les risques de marché des projets. Les revenus des deux actifs sont en effet naturellement complémentaires : les situations défavorables pour le solaire créent souvent des opportunités pour le stockage et inversement. Cette diversification réduit la volatilité des revenus et améliore la résilience du projet face aux évolutions du marché.

L'hybridation apporte également des bénéfices opérationnels importants, notamment grâce au partage des infrastructures de raccordement, à la réduction des coûts liés aux tarifs réseau et à une meilleure valorisation de l'énergie produite.

Dans un environnement où les revenus des services système devraient progressivement perdre de leur importance, la maîtrise du risque, la qualité des prévisions de marché et l'hybridation apparaissent comme les principaux leviers pour maximiser la valeur des projets BESS et faciliter leur financement.

Un marché qui entre dans une nouvelle phase

Les questions soulevées par les participants témoignent d’un marché qui dépasse rapidement la phase de sensibilisation pour entrer dans celle de la mise en œuvre.

Des sujets tels que les coûts des batteries, les niveaux de revenus attendus, les garanties de performance, les hypothèses de dégradation, les difficultés liées au raccordement au réseau, les prévisions de marché à long terme et la répartition des risques illustrent la sophistication croissante des acteurs du secteur français des BESS.

À mesure que les déploiements s’accélèrent, la réussite des projets dépendra de plus en plus de la capacité à concilier le choix des technologies, les exigences de sécurité, la robustesse des contrats et la création de valeur sur le marché au sein d’une stratégie intégrée.

22/07/2026 07:00:00

Regardez le webinaire dans son intégralité

La session complète approfondit ces différents sujets, notamment le choix des technologies, les structures contractuelles, les considérations de sécurité, les prévisions de marché ainsi que les questions posées par les participants. Regardez l’enregistrement complet du webinaire pour mieux comprendre les opportunités et les défis qui façonneront l’avenir des BESS en France.

BESS en France : technologie, sécurité et opportunités de marché

FAQ

Réponse :

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La norme internationale de référence pour le calcul et les essais du rendement aller-retour (RTE) des systèmes de batteries est la norme IEC 62933-2-1. Toutefois, DNV a également conseillé de nombreux clients dans l’élaboration d’une procédure adaptée à la prise en charge des batteries, en s’appuyant sur son expérience des exigences du marché.
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En ce qui concerne les normes qui ont été citées, elles incluent chacune des parties spécifiques pour des configurations avec système BESS à l’intérieur. En revanche, il ne faut pas oublier qu'installer un système BESS à l’intérieur d'un bâtiment est un design plus risqué. En cas d'emballement thermique, il y a beaucoup d'émissions de gaz (H2, hydrocarbures...) qui sont toxiques, inflammables et explosifs. À l’intérieur d'un bâtiment, le gaz se retrouve davantage piégé pouvant occasionner un risque d'explosion plus important et le feu est aussi plus difficile à éteindre pour les équipes en situation d'urgence.
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En principe, la courbe de dégradation n'est pas mise à jour régulièrement par les fournisseurs de batteries. Toutefois, une garantie de dégradation flexible est proposée dès le début de la durée de vie du projet. Cela signifie que la dégradation de la batterie variera en fonction de son utilisation réelle. Ainsi, à la fin de chaque année, un SOH correspondant sera calculé en fonction de l'utilisation réelle de la batterie.
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Tout à fait. Dans le cadre de projets mettant en jeu plus de 50 tonnes équivalent Li, l'étude de dangers doit être approfondie et inclure une approche similaire à une HMA dont une quantification des distances d'effet.
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Beaucoup de contrats de tolling sont signés pour une durée limitée (5–7 ans). L’asset a lui une durée de vie souvent beaucoup plus longue. L’intérêt du « tolleur » est donc d’extraire le maximum de valeur pendant la durée de son contrat pour gagner un maximum de prime. À l’inverse, l’asset owner voudra lui maximiser la valeur de long terme de son actif. Par exemple, une stratégie « FCR » demande très peu d’activation de la BESS quand une stratégie de réoptimisation court terme permanente entre l’intraday et l’activation d’aFRR aura un impact beaucoup plus lourd sur la durée de vie de la batterie. Pour un actif sujet à l’usure et dont l’optimisation impacte sa durée de vie et ses performances, il est donc primordial de faire attention aux détails des contrats.
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Les prix sont généralement exprimés sur une base énergétique, c’est-à-dire par MWh installé, et dépendent fortement du périmètre inclus : équipements BESS uniquement, coûts du balance of plant (BOP), prix EPC clé en main, etc. Plus la capacité énergétique du BESS est élevée, plus les prix ont tendance à être compétitifs. À titre indicatif, pour un BESS d’une capacité inférieure à 20 MWh, il faut compter entre 130 et 150 kEUR par MWh sur la base d’un coût EPC clé en main.
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Réponse :

Nous analysons précisément l’évolution des différentes sources de revenus des BESS dans nos études de marché et nos prévisions long terme. Ces résultats font partie de nos services. Nous serions heureux d’organiser un échange pour vous présenter notre approche et voir comment elle pourrait répondre à vos besoins.
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En effet, en France, les batteries doivent payer le TURPE (ce qui n’est pas le cas dans tous les pays où des exceptions existent). Celui-ci varie en fonction des moments de l’année et de la zone de tension (pour de l’HTB1, courte utilisation varie entre 6,7 EUR/MWh et 25,5 EUR/MWh, en plus de la composante capacitaire de 11,76 EUR/kW). Pour l’HTB3 et HTB2, un TURPE en injection existe également (3,7 EUR/MWh). L’effet du TURPE est donc non négligeable. Cependant, le TURPE 7 a introduit la notion de composante « injection-soutirage » qui permet aux batteries installées dans les endroits où elles aident le réseau de payer moins de TURPE si leurs cycles de charge/décharge sont en adéquation avec les contraintes du réseau). Cet effet est particulièrement impactant lors des pointes d’injection solaire.
Réponse :

Réponse :

Cette question était relative au seuil déclaratif pour les installations ICPE. C’est la façon dont l'administration l'a défini mais n'oublions pas que ce seuil a été défini à une époque où les projets BESS tels que nous les connaissons aujourd'hui n'existaient pas.
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Dans le cas présenté ici, la plus grosse valeur de l'hybridation vient quand le PV et la BESS partagent la même localisation/ POI et sont parfaitement optimisés ensemble comme une centrale unique. Nous supposons ici que les deux actifs sont « merchant ».
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Réponse :

Oui, le rendement d'aller-retour (RTE) de la batterie dépend fortement du taux de charge/décharge (C-rate), car des taux de charge/décharge plus élevés entraînent une production de chaleur interne plus importante et des pertes plus importantes.
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En réalité, il est difficile d'obtenir le profil exact de charge et de décharge ainsi que les conditions d'utilisation de la batterie tout au long de sa durée de vie. L'essentiel ici est de réaliser la meilleure estimation possible et de planifier les utilisations futures envisageables.
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Cela dépend de votre stratégie d'approvisionnement. En tant que développeur, vous pouvez également proposer un fournisseur de batteries, et l'EPC se chargera de l'intégrer au projet. Dans ce cas, vous pouvez soit signer directement les obligations de garantie avec le fournisseur du système de stockage d'énergie par batterie (BESS) (une bonne option si vous êtes un développeur expérimenté), soit laisser l'EPC s'en charger également, mais vous aurez alors moins de visibilité et de contrôle.
Réponse :

Réponse :

Il y a de nombreux points importants à prendre en compte, et il est impossible de les résumer en seulement trois ou quatre points. Mais si l'on devait en citer quelques-uns à titre indicatif, la dégradation, le rendement d’aller-retour (RTE) et les pénalités proposées peuvent faire toute la différence entre un projet bancable et un projet non bancable.
Réponse :

Réponse :

Les frais de garantie sont normalement payables au titre : a) de l’extension de la garantie produit, à partir de la fin de la période initiale de trois à cinq ans, et b) des garanties de performance, normalement payables dès la première année, couvrant le plus souvent la capacité énergétique, le rendement aller-retour (RTE) et la disponibilité.

Il s’agit normalement de frais annuels prévus dans le contrat de fourniture des batteries, jusqu’à la deuxième année, ou dans le cadre du contrat de services à long terme (LTSA).

Les modalités relatives aux pénalités forfaitaires (LD) varient considérablement d’un projet à l’autre, en fonction de l’acheteur, du type de contrat et du fait que le projet fasse ou non l’objet d’une mise en concurrence.

Lorsqu’elles sont prévues, ces pénalités comprennent généralement :

  • des pénalités pour insuffisance de capacité énergétique, par exemple calculées sur une base en EUR/% ou en EUR/MWh de capacité manquante ;
  • des pénalités liées au rendement aller-retour (RTE), par exemple calculées sur une base en EUR/% ou en EUR/MWh de performance manquante ;
  • des pénalités liées à l’indisponibilité de la batterie, par exemple calculées sur une base en EUR/%, en EUR/MW ou en EUR/MWh de disponibilité manquante ;
  • des pénalités de retard, par exemple calculées en EUR par semaine, sur la base d’un pourcentage du prix du contrat de fourniture.

Pour une discussion détaillée et des exemples concrets de montants de pénalités observés, veuillez contacter DNV afin d’obtenir une analyse détaillée.
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Le nombre de cycles dépend beaucoup de la stratégie employée et des conditions de marché. Ce nombre de cycles est également limité par les garanties. Aujourd’hui, nous voyons les BESS faire autour de 1,2 cycle/jour.
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Nous analysons précisément l’évolution des différentes sources de revenus des BESS dans nos études de marché et nos prévisions long terme. Ces résultats font partie de nos services. Nous serions heureux d’organiser un échange pour vous présenter notre approche et voir comment elle pourrait répondre à vos besoins.
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Pour cette étude, la volatilité est estimée en prenant en compte plusieurs scénarios de prix et plusieurs variations météorologiques (qui impactent le prix).

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