European Energy met en service 545 MWh de stockage par batteries dans les pays nordiques et baltes

Un développeur danois d'énergies renouvelables a discrètement assemblé l'un des plus grands portefeuilles de stockage par batteries en Europe du Nord cette année, mettant en service 167 mégawatts et 545 mégawattheures de capacité sur sept sites depuis janvier. European Energy, une entreprise basée à Copenhague avec un portefeuille de projets s'étendant sur quatre continents, a choisi de rattacher chaque nouvelle batterie à un parc éolien ou solaire existant plutôt que de construire des installations autonomes. Cette approche reflète la conviction que le stockage le plus viable financièrement en Europe aujourd'hui se trouve aux côtés de la production que le développeur contrôle déjà.

Sept sites, trois pays, une stratégie

Le déploiement couvre Kvosted, Agersted, Stouby, Kragerup et Måde au Danemark, Anykščiai en Lituanie et Saldus en Lettonie. Les sept emplacements accueillaient déjà des actifs renouvelables d'European Energy, ce qui signifie que l'entreprise connaissait la connexion au réseau, la dynamique du marché local et le profil de production avant l'arrivée du premier module de batterie. Cette familiarité réduit le risque de développement et raccourcit le chemin vers les revenus, un avantage pratique sur des marchés où les files d'attente de connexion au réseau peuvent s'étaler sur des années.

Le Danemark, la Lituanie et la Lettonie présentent chacun des versions différentes du même problème : une production renouvelable croissante rencontrant une infrastructure de réseau qui n'a pas été conçue pour des flux bidirectionnels. La zone d'enchères occidentale du Danemark (DK1) a connu des heures de prix négatifs lorsque la production éolienne atteint son pic et que la capacité d'interconnexion vers l'Allemagne et la Norvège est pleinement utilisée. La Lituanie et la Lettonie, toujours en cours de synchronisation de leurs réseaux avec l'Europe continentale avant une désynchronisation prévue des systèmes russe et biélorusse, font face à une congestion sur les corridors internes et aux interconnecteurs polonais et finlandais. Les batteries au point de production peuvent absorber l'excédent de production locale qui serait autrement écrêté.

Économie de la coimplantation et réalités du réseau

Le cas financier de la coimplantation repose sur trois piliers. Premièrement, l'infrastructure partagée : la sous-station, l'accord de connexion au réseau, les droits fonciers et l'équipe d'exploitation existent déjà. Deuxièmement, l'empilement des revenus : la batterie peut fournir une réponse en fréquence, participer aux marchés intraday et d'équilibrage, et déplacer la production renouvelable des heures de prix bas vers les heures de prix élevés sans encourir de frais de réseau supplémentaires. Troisièmement, l'évitement de l'écrêtement : lorsque l'opérateur du système ordonne à un parc éolien de réduire sa production en raison d'une congestion locale, la batterie peut stocker cette énergie au lieu de la perdre entièrement.

Mads Lykke Andersen, responsable du développement technologique de l'entreprise, l'a dit clairement : le rendement de la batterie seule n'est qu'une partie du calcul. La valeur créée sur l'ensemble de l'actif, parc éolien plus stockage, détermine si le projet obtient le feu vert du comité d'investissement. Cette perspective compte car les modèles économiques du stockage européen sont encore en cours de consolidation. Les batteries autonomes au Royaume-Uni et en Irlande ont fortement dépendu de contrats de réponse en fréquence qui sont maintenant sursouscrits. En Allemagne, le marché récompense l'arbitrage intraday mais n'offre aucun mécanisme de capacité. La coimplantation crée un quatrième flux de revenus : protéger la propre production de l'actif renouvelable contre l'écrêtement et les prix négatifs.

La question de la propriété : conserver, hybrider ou vendre

European Energy ne s'est pas engagée sur une seule stratégie de sortie. Knud Erik Andersen, le directeur général, a souligné que les capacités internes de l'entreprise, développement, construction, exploitation et trading d'énergie, lui donnent la flexibilité de décider projet par projet. Certaines batteries peuvent rester au bilan en tant qu'actifs d'infrastructure à long terme. D'autres peuvent être emballées avec le parc éolien ou solaire en tant qu'actif hybride, attirant les fonds d'infrastructure qui veulent un contrat unique couvrant la production et le stockage. Un troisième groupe pourrait être cédé purement et simplement, continuant le modèle de développeur qui a construit le portefeuille éolien et solaire d'European Energy.

Cette flexibilité est en soi un avantage concurrentiel. De nombreux développeurs de stockage européens sont des pure-players : ils construisent pour vendre, ou ils construisent pour posséder, mais rarement les deux. Le desk de trading d'European Energy, qui gère les contrats d'achat d'électricité et l'accès au marché pour la production renouvelable du groupe, peut également optimiser le dispatching des batteries en temps réel. Cette internalisation de la chaîne de valeur, de l'identification du site au trading intraday, est inhabituelle parmi les développeurs européens de taille moyenne et peut expliquer pourquoi l'entreprise est passée de zéro à 545 MWh opérationnels en huit mois alors que de plus grands services publics sont encore en train d'obtenir les permis pour leurs premières batteries à grande échelle.

Pays baltes et nordiques : des marchés différents, le même besoin

La répartition géographique du déploiement de 2026 est délibérée. Le Danemark est un marché renouvelable mature avec une pénétration éolienne élevée, des prix négatifs fréquents et un marché de services auxiliaires bien développé. La Lituanie et la Lettonie sont en transition : toutes deux se préparent à la synchronisation avec le réseau européen continental en 2025, ce qui changera leurs exigences de stabilité de fréquence et ouvrira l'accès à des marchés d'équilibrage plus vastes. L'Australie, la Pologne, le Royaume-Uni et l'Allemagne, nommés comme prochaines cibles de déploiement, offrent chacun des cadres réglementaires distincts. Le marché national de l'électricité de l'Australie récompense la réponse rapide en fréquence. La Pologne introduit un mécanisme de capacité. Le Royaume-Uni a un portefeuille de batteries mature mais fait face à des goulots d'étranglement dans les files d'attente de connexion. L'Allemagne, le plus grand marché électrique d'Europe, n'a pas de marché de capacité mais voit des écarts intraday croissants provoqués par la cannibalisation solaire.

La présence d'European Energy sur tous ces marchés lui donne une vue comparative sur l'endroit où l'économie du stockage fonctionne aujourd'hui. Les données du portefeuille de projets de l'entreprise, les modèles de dispatching réels, les empilements de revenus réels, les événements d'écrêtement réels, deviennent un ensemble de données propriétaire pour la souscription de la prochaine vague de projets. Cet ensemble de données est sans doute plus précieux que l'acier et le lithium sur le terrain.

Ce que le déploiement nous dit sur le déficit de stockage en Europe

L'Agence internationale de l'énergie estime que l'Europe a besoin d'environ 200 gigawatts de stockage par batteries d'ici 2030 pour atteindre ses objectifs renouvelables, contre environ 10 gigawatts installés fin 2023. Les 167 mégawatts d'European Energy représentent une fraction d'un pour cent de cet écart. Pourtant, la vitesse de ce déploiement, huit mois de zéro à 545 MWh opérationnels, suggère que le goulot d'étranglement n'est pas la technologie ou le capital mais la capacité de développement de projets. L'entreprise possédait déjà les sites, les connexions au réseau et les actifs renouvelables. Les batteries étaient la pièce finale.

Ce schéma peut se répéter à travers l'Europe. Le plus grand portefeuille d'opportunités de coimplantation se trouve chez les services publics et les producteurs d'électricité indépendants qui ont construit la première vague d'éolien et de solaire. Ils connaissent leurs propres actifs le mieux. Ils détiennent les droits de connexion au réseau. Ils ont les desks de trading. Si chaque grand propriétaire renouvelable européen ajoute du stockage à 20 % de son portefeuille existant au cours des cinq prochaines années, l'objectif de 200 GW devient plausible sans un seul nouveau site de batterie greenfield.

Contexte politique : définitions hybrides et conception du marché

La réforme de la conception du marché de l'électricité de la Commission européenne, convenue en 2024, a introduit une définition des actifs hybrides et a exigé que les États membres suppriment la double facturation des frais de réseau pour le stockage. La mise en œuvre varie. Le Danemark a avancé rapidement ; la Bundesnetzagentur allemande consulte encore sur les détails. Les règles du marché de capacité de la Pologne pour les actifs hybrides n'ont été finalisées qu'à la fin de 2025. Les États baltes réécrivent leurs codes de réseau avant la synchronisation. La présence multi-marchés d'European Energy signifie qu'elle rencontre chaque variante de ces règles. Sa capacité à structurer des projets, que ce soit en tant qu'actif hybride unique, une paire coimplantée avec comptage séparé, ou une batterie autonome derrière la même connexion, sera testée par la divergence réglementaire.

Il y a aussi la question des aides d'État. Le cadre temporaire de crise et de transition de la Commission, prolongé jusqu'en 2025, permet aux États membres de soutenir le déploiement du stockage. Plusieurs pays ont lancé des appels d'offres ou des subventions d'investissement. European Energy n'a pas divulgué si l'un des projets de 2026 a reçu un soutien public. Si c'était le cas, les conditions, clauses de remboursement, restrictions de propriété, participation obligatoire à des marchés spécifiques, pourraient contraindre le modèle de propriété flexible décrit par Andersen.

Prochaines étapes : Australie, Pologne, Allemagne, Royaume-Uni

European Energy a nommé sept marchés pour la prochaine phase de déploiement. L'Australie se distingue : l'entreprise y a construit un important portefeuille solaire et éolien depuis son entrée en 2018, et le règlement toutes les cinq minutes et les services auxiliaires de contrôle de fréquence du marché national de l'électricité conviennent à l'économie des batteries. La première enchère de capacité de la Pologne en 2025 a été adjugée à des prix qui rendent le stockage viable, mais les règles de participation hybride sont encore en cours d'interprétation. L'Allemagne offre le plus grand marché intraday en Europe mais aucun paiement de capacité ; le cas économique repose entièrement sur la capture d'écart et l'évitement de l'écrêtement. Le Royaume-Uni a le marché de stockage le plus mature mais les files d'attente de connexion les plus longues, sauf si vous détenez déjà la connexion, comme c'est le cas pour European Energy sur plusieurs parcs éoliens au Royaume-Uni.