Le portefeuille italien de stockage par batteries atteint 300 GW

Un vaste portefeuille face à un parc opérationnel limité

L’Italie passe progressivement des projets de batteries sur le papier à un véritable marché opérationnel du stockage d’énergie. Cette évolution est portée par la production renouvelable, la volatilité des prix de gros de l’électricité et les besoins d’équilibrage du réseau. Selon Euronews, les demandes adressées à Terna pour raccorder des systèmes de stockage aux réseaux haute et très haute tension avaient atteint 300 GW fin 2025. Seuls 56 GW avaient toutefois obtenu le feu vert et à peine 6,8 GW étaient prêts à entrer en construction.

Cet écart illustre à la fois l’intérêt des investisseurs et le manque de maturité d’une grande partie du portefeuille. Les installations déjà en service totalisaient 7,4 GW de puissance et 17,9 GWh de capacité. Terna estime que l’Italie aura besoin d’environ 72 GWh en 2030, puis davantage dans ses scénarios pour 2040. Les batteries peuvent absorber les surplus lorsque la production solaire et éolienne dépasse la demande, puis restituer l’électricité quand les prix et les besoins du système augmentent.

La concurrence aux enchères réduit les revenus attendus

La première enchère MACSE italienne a attribué 10 GWh de capacité en septembre 2025, entièrement sous forme de batteries lithium-ion. Les offres ont représenté plus de quatre fois le volume recherché. Le prix moyen pondéré est tombé à 12 959 € par MWh et par an, soit environ 65 % de moins que la prime de réserve de 37 000 €. Ce résultat révèle une forte concurrence entre développeurs et réduit les revenus contractuels accessibles aux projets retenus.

Pour les investisseurs, le modèle qui se dessine associe revenus contractuels, arbitrage sur les prix de l’électricité et services au réseau. Dans un contrat de tolling, un opérateur paie pour utiliser la capacité de la batterie, ce qui assure au propriétaire une composante de revenus plus prévisible. Ces accords peuvent faciliter le financement bancaire en limitant l’exposition aux fluctuations du marché libre.

L’activité financière européenne accélère déjà. Modo Energy a recensé 82 opérations portant sur des BESS en Europe en 2025, contre 25 un an plus tôt, pour une valeur déclarée de 8,6 milliards d’euros. La dette rendue publique est passée de 1,4 milliard à 6,1 milliards d’euros, tandis que le financement de projet représentait la moitié des transactions. L’évolution de l’allemand Kyon Energy témoigne aussi de ce changement : TotalEnergies l’a acquis en janvier 2024 pour un paiement initial de 90 millions d’euros, complété par des versements conditionnels. En 2026, le groupe a cédé à Allianz Global Investors 50 % de 11 projets totalisant 789 MW et 1 628 MWh. Un financement de projet d’environ 440 millions d’euros a été annoncé en juillet.

La réforme des raccordements pourrait favoriser les grands acteurs

L’Italie durcit également le traitement des projets qui réservent de la capacité sur le réseau sans progresser vers la construction. Le décret Bollette de février 2026 a introduit des mesures contre la « saturation virtuelle » du réseau. La capacité doit être attribuée définitivement aux projets autorisés, tandis que certains raccordements détenus par des initiatives encore immatures pourront expirer. Le décret d’application du ministère de l’Environnement et de la Sécurité énergétique a été signé le 8 septembre, mais la dernière étape réglementaire auprès de l’ARERA restait à accomplir.

Des critères de maturité renforcés, des échéances, des pénalités et des dépôts financiers peuvent éliminer les projets spéculatifs des files de raccordement. Ces règles peuvent aussi compliquer le maintien des projets des petits développeurs pendant de longues procédures d’autorisation, alors que les énergéticiens, les fonds d’infrastructure et les grands groupes d’ingénierie disposent de davantage de capitaux. Les projets autorisés et les terrains proches d’un raccordement adapté pourraient donc prendre de la valeur. La baisse des prix aux enchères montre néanmoins qu’une place dans la file ne suffit pas à garantir un rendement attractif. L’exécution, les conditions de financement et la combinaison de revenus contractuels et marchands détermineront quels projets seront effectivement mis en service.