Le stockage par batterie se développe rapidement autour de l’energy shifting. L’évolution des règles espagnoles de contrôle de tension montre pourquoi la prochaine mesure de la valeur du stockage pourrait moins dépendre des MW installés que de la flexibilité qu’un réseau peut réellement utiliser.
Lorsque l’Espagne et le Portugal ont perdu l’alimentation électrique à 12:33 CEST le 28 avril 2025, la taille du parc de batteries espagnol est rapidement entrée dans la discussion.
Le contraste était frappant. Au 31 janvier 2025, l’Espagne comptait 32,043 MW de solaire photovoltaïque installé, ce qui en faisait la première technologie de production du pays en capacité, selon Red Eléctrica. Le stockage par batterie restait à un stade beaucoup plus précoce : Fundación Renovables, citant des données de Red Eléctrica, a ensuite fait état de 28 MW de puissance de stockage par batterie installée en avril 2025. Red Eléctrica: Spain’s installed solar PV capacity
Ces chiffres encourageaient une explication simple : l’Espagne avait construit de la production renouvelable plus vite que la flexibilité nécessaire pour la soutenir.
L’enquête finale sur la panne pointe ailleurs.
Le groupe d’experts d’ENTSO-E a relevé plusieurs facteurs interactifs, notamment des oscillations, des insuffisances dans le contrôle de la tension et de la puissance réactive, des différences dans les pratiques de régulation de tension, des réductions rapides de production et des déconnexions de générateurs. Les hausses de tension qui en ont résulté ont contribué à des pertes de production en cascade. Le groupe n’a pas identifié une capacité insuffisante de stockage par batterie comme cause de la panne. ENTSO-E final report on the Iberian blackout
Cette distinction compte pour l’industrie du stockage. Ajouter de la capacité batterie peut améliorer un système électrique sans fournir automatiquement toutes les formes de flexibilité dont le système peut avoir besoin. La capacité technique doit être disponible au bon moment et au bon endroit, visible pour l’opérateur du système et soutenue par des règles qui permettent de l’activer.
L’Espagne commence à montrer ce qui se produit lorsque ce problème d’ingénierie devient un problème de conception de marché.
Le stockage par batterie se développe autour de l’energy shifting
Le déploiement mondial des batteries n’est plus marginal. L’Agence internationale de l’énergie estime que 108 GW de capacité de stockage par batterie ont été ajoutés dans le monde en 2025, soit environ 40% de plus qu’en 2024. La capacité de batteries installée est désormais onze fois supérieure à son niveau de 2021. IEA Global Energy Review 2026: Battery storage
Plus révélateur encore est le changement dans la finalité principale des nouveaux projets.
En 2015, environ 40% des nouvelles capacités de batteries étaient classées par l’IEA comme energy shifting, tandis qu’environ 45% visaient principalement les services auxiliaires tels que la régulation de fréquence et les réserves opérationnelles. En 2025, l’energy shifting représentait plus de 90% des ajouts annuels, tandis que les projets visant principalement les services auxiliaires représentaient environ 7%.
Cela ne signifie pas que les services auxiliaires disparaissent. Leur déploiement absolu a continué de croître, et davantage de projets combinent aujourd’hui plusieurs services et flux de revenus. Mais le centre de gravité commercial s’est clairement déplacé vers le stockage de l’électricité lorsqu’elle est abondante et sa restitution lorsqu’elle a plus de valeur. La durée moyenne des nouveaux projets à l’échelle réseau mis en service est passée d’environ deux heures en 2023 à trois heures en 2025. IEA: Battery storage is scaling up and taking on a larger system role
L’économie est compréhensible. Davantage de solaire crée des périodes plus longues de production excédentaire ou de faible valeur, et une demande accrue pour du stockage capable de déplacer l’énergie vers des heures de plus forte valeur. Cela donne aux développeurs un cas de revenus scalable et donne aux réseaux un moyen de réduire l’écrêtement et de couvrir les pointes.
Mais les revenus de projet et les besoins du système ne sont pas toujours la même chose.
Un développeur exploite normalement une batterie autour des opportunités disponibles sur son marché. Un opérateur système s’intéresse à la capacité qui est rare à un point particulier du réseau. L’energy shifting peut être le service le plus précieux un jour donné ou sur un marché donné; le soutien de tension, la réponse en fréquence, le soulagement de congestion ou une autre forme de flexibilité peuvent compter davantage ailleurs.
La panne espagnole rend cette distinction particulièrement visible, car les problèmes identifiés dans l’enquête ne concernaient pas principalement le déplacement d’énergie du milieu de journée vers le soir. Le comportement de la tension, la puissance réactive, la réponse des générateurs et la coordination opérationnelle étaient au cœur de l’événement.
La bonne question n’est donc pas de savoir si l’industrie construit trop de batteries dédiées à l’energy shifting. Elle est de savoir si les règles de marché rendent aussi d’autres capacités utiles suffisamment rémunératrices pour être maintenues disponibles.
L’Espagne commence à mettre un prix sur la flexibilité
L’Espagne réformait déjà son cadre de contrôle de tension avant la panne.
La refonte proposée par Red Eléctrica de la procédure d’exploitation PO7.4 a fait l’objet d’une consultation publique du 17 novembre 2023 au 17 février 2024 et a été formellement soumise à la CNMC en mars 2024. Une autre consultation de la CNMC a suivi plus tard la même année. La réforme de juin 2025 ne peut donc pas être correctement traitée comme une politique créée en réponse à la panne d’avril. Official BOE resolution on PO7.4
Ce que PO7.4 cherchait à changer est plus intéressant que son calendrier.
La procédure visait à mieux utiliser opérationnellement la capacité de puissance réactive disponible auprès de la production, de la demande et du stockage. Elle a introduit un mode plus exigeant dans lequel les ressources participantes suivent en temps réel des consignes de tension ou de puissance réactive. La participation volontaire peut être rémunérée, et le cadre permet d’acheter de la capacité supplémentaire de puissance réactive lorsque l’opérateur du système identifie un besoin.
Un onduleur peut déjà disposer d’une capacité de puissance réactive. Cela ne fait pas de cette capacité un service réseau. L’opérateur doit encore savoir qu’elle est disponible, la demander, vérifier la réponse et donner au propriétaire de l’actif une raison commerciale de la fournir.
La panne a renforcé l’urgence de ce travail.
En octobre 2025, la CNMC a introduit des mesures temporaires destinées à améliorer la stabilisation de la tension. À ce moment-là, 161 installations, incluant cycles combinés, éolien, solaire PV, biomasse, hydroélectricité et centrales hybrides, avaient demandé des tests de qualification pour le contrôle dynamique de tension dans le nouveau cadre PO7.4. Official October 2025 voltage-stabilisation measures
Les règles ont de nouveau été ajustées en juin 2026.
Les procédures PO7.4 et PO14.4 révisées ont abaissé les barrières de participation en introduisant un mode à consigne fixe pour les installations de production et de stockage éligibles d’au moins 1 MW, y compris les ressources raccordées aux réseaux de distribution. Plus important encore, la CNMC a augmenté la rémunération du contrôle dynamique volontaire de tension, introduit un paiement pour les périodes où les ressources fournissent de la puissance réactive sans produire d’énergie active, et ajouté une compensation liée à la capacité installée afin d’aider à couvrir les coûts d’adaptation technologique. CNMC: 2026 voltage-control procedure changes
Ces détails révèlent où l’économie se déplace.
Fournir de la flexibilité peut imposer des coûts même lorsque peu ou pas d’énergie est livrée. Une batterie peut devoir préserver de la marge sur l’onduleur, maintenir une plage d’exploitation particulière, installer des contrôles supplémentaires ou renoncer à une autre opportunité de revenus. Si le marché veut cette disponibilité, le propriétaire a besoin d’une raison de la réserver.
L’Espagne commence à valoriser explicitement certains de ces arbitrages.
Red Eléctrica a indiqué en juin 2026 que 21 GW de capacité installée fournissaient déjà le nouveau service de contrôle de tension PO7.4, dont 8 GW issus des renouvelables, de la cogénération et de la valorisation énergétique des déchets. Ce n’est pas un chiffre de stockage par batterie. Sa signification est plus large : un ensemble de capacités électriques existantes est converti en service opérationnel par la qualification, le contrôle et les règles de marché. Red Eléctrica: 21 GW participating in voltage control
Pour les développeurs de stockage, l’implication concerne moins un produit espagnol spécifique de contrôle de tension que la relation entre conception d’actif et revenus futurs. Si les marchés paient de plus en plus pour une disponibilité localisée ou une capacité d’onduleur, des décisions qui ressemblaient autrefois à des détails d’ingénierie peuvent commencer à affecter l’économie des projets.
Pourquoi le LCOS ne suffit pas à mesurer la valeur système
Le levelized cost of storage reste utile. Il répond à une question d’investissement légitime : selon des hypothèses définies, combien coûte la construction et l’exploitation d’un système de stockage et la livraison d’énergie sur sa durée de vie?
La recherche sur le LCOS montre aussi clairement que son résultat dépend fortement des hypothèses relatives au coût du capital, au coût de charge, à la dégradation, au rendement, aux cycles et au dispatch. Utilisé de manière cohérente, il aide à comparer les technologies et configurations de stockage.
Mais le coût et la valeur ne sont pas interchangeables.
Une batterie à faible LCOS n’est pas automatiquement la ressource la plus précieuse pour un problème réseau particulier. L’emplacement peut compter. La puissance et la durée peuvent compter. Il en va de même si un projet a engagé une partie de sa capacité sur un autre service ou si l’opérateur du système est réellement capable de le dispatcher. Les travaux académiques sur le LCOS soulignent depuis longtemps que la dispatchabilité limitée peut fausser les conclusions tirées des seuls indicateurs de coût.
Les réformes espagnoles rendent cette limite concrète.
Le LCOS ne peut pas dire à un opérateur de réseau ce qu’il devrait payer à un propriétaire de batterie pour réserver une capacité d’onduleur plutôt que maximiser les revenus du marché de l’énergie. Il ne détermine pas la valeur du maintien de disponibilité dans une zone contrainte du réseau. Il ne décide pas non plus si l’adaptation des contrôles à une nouvelle exigence technique générera assez de revenus supplémentaires pour justifier l’investissement.
Ce sont des questions de conception de marché et de coût d’opportunité.
Elles introduisent aussi une contrainte utile dans le récit du stockage : tous les problèmes de flexibilité ne relèvent pas des batteries. Le cadre espagnol de contrôle de tension couvre la production, la demande et le stockage parce que plusieurs types de ressources peuvent fournir le service. Dans un autre système, le renforcement du réseau, les contrôles de production, les équipements synchrones ou l’effacement de la demande peuvent s’avérer plus efficaces.
La valeur système appartient à la capacité fournie, pas automatiquement à une technologie particulière.
C’est pourquoi le changement compte commercialement. Les coûts du matériel batterie peuvent continuer de baisser tandis que la valeur de deux projets par ailleurs similaires diverge, parce que l’un est situé au bon endroit, se qualifie pour un service rare ou peut empiler des flux de revenus auxquels l’autre n’a pas accès.
Le LCOS reste une partie du cas d’investissement. Il ne suffit plus à décrire toute la proposition de valeur.
Ce qu’il faut surveiller ensuite
Le parc de batteries espagnol croît rapidement. Fundación Renovables a indiqué, en utilisant des données de Red Eléctrica, que la puissance installée de stockage par batterie était passée de 28 MW en avril 2025 à 193 MW un an plus tard, soit une hausse de 589% à partir d’une base très faible. Fundación Renovables: Spain battery capacity growth
Ce chiffre principal compte, mais la prochaine série de chiffres pourrait nous en dire davantage.
Combien de projets de stockage se qualifient pour des services au-delà de l’energy shifting? Combien sont-ils payés pour rester disponibles? Les nouveaux flux de revenus modifient-ils le dimensionnement des onduleurs, les stratégies d’état de charge ou l’emplacement des projets? Et, à mesure que l’opérateur du système publie davantage d’informations sur les besoins zonaux de flexibilité, cela commence-t-il à influencer l’endroit où le stockage est réellement construit?
Ce sont des questions mesurables.
Elles offrent aussi une meilleure façon d’interpréter le marché du stockage que de supposer que chaque mégawatt supplémentaire porte la même valeur système.
Le déploiement des batteries accélère, et l’energy shifting multi-heures est devenu son application dominante. Dans le même temps, les systèmes électriques avec des parts croissantes de ressources basées sur des convertisseurs accordent plus d’attention à la flexibilité et aux exigences de solidité du système. L’IEA identifie le stockage aux côtés des onduleurs grid-forming, des compensateurs synchrones, de l’effacement de la demande, de la production flexible et de réseaux renforcés comme des éléments de cette boîte à outils plus large. IEA Electricity 2026: Flexibility
L’Espagne ne prouve pas que le marché mondial des batteries est déjà passé de l’achat de capacité à l’achat de « flexibilité utilisable ». Elle offre un signal précoce plus utile : la capacité technique prend plus de valeur lorsqu’elle peut être qualifiée, dispatchée et rémunérée comme un service système défini.
Un mégawatt dans un registre de capacité installée nous dit qu’un actif existe.
La question la plus difficile, et de plus en plus commerciale, est ce que le réseau peut réellement demander à ce mégawatt de faire.
