Pourquoi les projets de batteries dans le secteur C&I échouent-ils ?

La plupart des projets liés aux batteries dans le secteur commercial et industriel qui échouent ne le font pas à cause de la batterie.

Lors du Sommet européen sur le stockage et la gestion de l'énergie dans les secteurs commercial et industriel, nous avons vu une diapositive présentée par EY : celle-ci classait les raisons pour lesquelles les projets de batteries dans ces secteurs rencontrent des difficultés, et la technologie arrivait en dernière position. Les aspects commerciaux, la réglementation, le financement et la fiscalité figuraient tous en tête de liste.

C'est exactement ce que nous constatons au quotidien. Les cellules LFP arrivées en fin de vie et les garanties standard sont rarement la cause première. Le marché connaît une croissance rapide, les chiffres d'affaires évoluent rapidement et les règles sont en train d'être réécrites alors que de nombreux projets sont encore en phase de planification.

Que se passe-t-il actuellement sur le marché ?

Les débouchés pour les batteries C&I n'ont jamais été aussi nombreux, mais les sources de revenus les plus faciles à exploiter sont en recul. Voici cinq tendances observées au cours des derniers mois :

1. Le stockage dans le secteur C&I connaît une croissance rapide. En 2026, l’Europe a, pour la première fois, installé davantage de capacités de stockage d’énergie que les États-Unis. Wood Mackenzie décrit désormais le secteur C&I comme un segment qui commence enfin à se développer. Les prix baissent également : EUPD Research s’attend à ce que l’arrivée de nouveaux stocks en Europe fasse baisser les prix des systèmes C&I vers la fin de l’année. Ce n’est pas le matériel qui freine les projets.
2. Les prix de l'aFRR sont en baisse. En août, une batterie d'une autonomie de deux heures en Allemagne aurait pu rapporter environ 191 000 €/MW par an, soit 15 % de moins qu'en août 2025. Modo Energy indique que la capacité aFRR « up » s'est vendue à 7,35 €/MW/h, soit la moitié du niveau de l'année dernière. Il y a un an, l'aFRR représentait 88 % des revenus, contre environ la moitié aujourd'hui. La France et l'Espagne suivent la même tendance, comme nous l'avons expliqué dans notre article « La ruée vers l'or de l'aFRR en Allemagne touche à sa fin ».
3. Les redevances de réseau vont changer. À partir de 2029, dans le cadre de la réforme AgNes en Allemagne, les nouvelles batteries raccordées au réseau seront soumises à une redevance de capacité comprise entre environ 4 et 7 € par kW et par an. Les projets ne conserveront l'exonération actuelle que s'ils prennent leur décision finale d'investissement avant le 1er janvier 2027 et s'ils sont raccordés au plus tard le 4 août 2029 (Cube Concepts). La décision finale de la Bundesnetzagentur est attendue avant la fin de l'année.
4. Les centres de données ont besoin de batteries pour être raccordés au réseau. Dans les principaux pôles européens, les nouveaux centres de données peuvent devoir attendre entre sept et dix ans avant d’être raccordés au réseau. Une batterie installée sur site, associée à un contrat de raccordement flexible, permet de réduire ce délai d’attente, tout en garantissant le fonctionnement des serveurs à pleine puissance.
5. Les pôles de recharge pour véhicules électriques s'équipent de batteries. Les opérateurs de bornes de recharge installent des systèmes de stockage à proximité des chargeurs haute puissance afin d'éviter de devoir financer des mises à niveau coûteuses du réseau électrique. Le pôle de 600 kW d'Atlante en Toscane et les chargeurs équipés de batteries dans les aires d'autoroute britanniques en sont deux exemples récents (Flexecharge, EV Charging Infrastructure).

Ces cinq tendances vont toutes dans le même sens. On installe de plus en plus de batteries « en aval du compteur », et les règles relatives aux recettes, à la réglementation et au financement évoluent plus rapidement que la technologie elle-même.

C'est là que les projets C&I échouent vraiment

1. Publicités

Les prévisions de recettes ne tiennent souvent pas la route dès lors que l'on intègre les tarifs réels, l'accès au marché et les coûts d'exploitation. De nombreuses analyses de rentabilité reposent encore sur les écarts et les prix de réserve de l'année dernière. Les chiffres de l'aFRR ci-dessus montrent pourquoi cela est risqué : un modèle basé sur les prix de capacité de 2025 serait déjà erroné de moitié. L'emplacement a également son importance. Un profil de charge erroné, un facteur de simultanéité mal évalué ou une économie liée à la modernisation du réseau que personne n'a vérifiée peuvent anéantir la marge.

2. Règlement

Les règles de raccordement au réseau, les redevances de réseau et les exigences du marché varient d’un pays à l’autre et peuvent évoluer d’une année à l’autre. AgNes en est un exemple frappant. Deux batteries identiques peuvent ne payer aucune redevance de réseau ou plusieurs dizaines de milliers d’euros par an, selon la date à laquelle la décision d’investissement a été prise. Les règles de préqualification, les exigences en matière de comptage et le traitement des actifs « derrière le compteur » diffèrent également sur chacun des marchés où nous intervenons.

3. Financement

Les prêteurs recherchent des flux de trésorerie prévisibles. Si une batterie tire l’essentiel de ses revenus de marchés volatils, il vous faut un plan clair pour les convaincre. Selon Modo Energy, la plupart des emprunts liés aux systèmes de stockage d’énergie par batterie (BESS) en Europe au troisième trimestre 2026 étaient garantis par des revenus contractuels. Lors du Battery Business & Development Forum qui s’est tenu ce printemps, des banquiers ont indiqué qu’ils exigeaient de plus en plus souvent des accords de tolling ou des seuils de revenus minimaux (ESS News). Les sites commerciaux et industriels (C&I) sont confrontés à un autre obstacle : la batterie entre en concurrence avec l’activité principale de l’entreprise en termes de dépenses d’investissement (CAPEX). Il faut donc que le scénario pessimiste soit aussi convaincant que le scénario optimiste.

4. Fiscalité

La TVA, la taxe sur l'électricité et les règles d'amortissement peuvent influencer les chiffres bien plus que ce à quoi on pourrait s'attendre. En Allemagne, l'électricité stockée était doublement taxée jusqu'au 1er janvier 2026, et le fait que le stockage sur site bénéficie ou non de cette mesure dépend de la manière dont l'électricité circule (Taylor Wessing). Si l'on ajoute à cela la comptabilisation des contrats de location selon la norme IFRS 16 et les périodes d'amortissement, la fiscalité à elle seule peut déterminer si un projet atteint le taux de rentabilité minimal exigé par l'entreprise.

Questions à poser avant de choisir un fournisseur

Si vous envisagez d'acquérir une batterie C&I, vérifiez ces quatre points avant de comparer les fiches techniques :

1. Votre modèle économique repose-t-il sur des données de marché réelles ou sur les écarts de l'année dernière ?
2. Savez-vous à quels marchés votre batterie peut donner accès, et en quoi consiste la préqualification ?
3. Avez-vous modélisé les redevances de réseau et les règles fiscales qui s'appliqueront au moment de votre raccordement, et non celles qui s'appliquent aujourd'hui ?
4. Pouvez-vous démontrer à un prêteur, ou à votre directeur financier, comment la batterie génère des bénéfices même lors d'une mauvaise année ?
5. Qui est responsable de chaque interface entre l'EPC, l'exploitation et la maintenance (O&M), le système de gestion de l'énergie (EMS) et l'optimiseur de marché ?

Si vous avez des doutes sur l'un de ces points, c'est probablement là que votre projet risque de caler.

Consultez le guide complet

Lequel de ces quatre éléments vous a posé le plus de problèmes dans vos projets ?

Nous abordons tous ces aspects dans notre dernier rapport intitulé « Comment pénétrer le marché de la flexibilité en tant que propriétaire d'un système de stockage d'énergie par batterie (BESS) », notamment comment éviter ces écueils. Procurez-vous votre exemplaire dès maintenant : téléchargez le rapport.