Un projet de stockage par batterie affiche un taux de rendement interne de 18 % sur le papier. Les porteurs de projet valident, les financeurs suivent. Mais le business plan a omis le raccordement HTA, sous-estimé l’exploitation et la maintenance, négligé la dégradation capacitive, ignoré le remplacement des batteries et le démantèlement. Le rendement réel tombe autour de 9 %, soit la moitié du TRI projeté. Cette divergence n’est pas une erreur de calcul : c’est une définition incomplète du périmètre de coûts.
Le TRI mesure une rentabilité. Il ne dit rien du coût complet d’un actif sur quinze ans. Le Total Cost of Ownership (TCO) intègre tout ce que supporte le propriétaire sur le cycle de vie : acquisition, exploitation, remplacements, fin de vie. Les deux indicateurs sont complémentaires, pas substituables : le TCO sert à comparer des alternatives, le TRI à valider l’attractivité financière de celle qu’on retient.
Le TRI : un indicateur de rentabilité, et ses angles morts
Le TRI est le taux d’actualisation qui annule la valeur actualisée nette d’un projet. Pour un BESS de 1 M€ générant 150 000 €/an de flux net pendant 10 ans, le TRI ressort à 8,1 %. Il a trois vertus : exprimé en pourcentage annuel, il se compare directement au coût du capital ; il intègre la valeur temps de l’argent ; il parle le langage des financeurs.
Il a aussi trois angles morts :
Sensibilité aux revenus futurs. Un TRI de 18 % bâti sur un FCR à 60 000 €/MW/an retombe vers 12 % si le FCR glisse à 40 000 €/MW/an sous l’effet de la cannibalisation, c’est-à-dire la multiplication des BESS sur le réseau. Sur dix à quinze ans, ces trajectoires de marché ne se prédisent pas avec certitude.
Hypothèse de réinvestissement. Le TRI suppose que les flux dégagés sont replacés au taux du TRI lui-même. Dans la réalité, ils le sont à 5 à 8 %, ce qui abaisse le rendement effectif. C’est précisément ce que corrige le TRI modifié (MIRR), plus prudent.
Invisibilité des coûts reportés. Un TRI calculé sur un CAPEX initial et un OPEX léger ignore les 200 à 300 k€ de remplacement de batteries à l’an 10-12, la mise à niveau du BMS, ou le démantèlement à l’an 15, surtout quand l’horizon de calcul est volontairement court.
L’étude de l’University College London pour la Banque Européenne d’Investissement (2025) illustre la fragilité du TRI : sur un BESS de 50 MW en Allemagne, le rendement économique (EIRR) varie de -1 % à +37 % selon le scénario de référence retenu, qu’il s’agisse du statu quo, d’une alternative centrale gaz OCGT, ou d’un prix social du carbone à 100 €/t. Un facteur 40, pour le même actif. Attention toutefois : l’EIRR est un rendement économique intégrant des externalités, à ne pas confondre avec le TRI financier d’un investisseur.
Le TCO : le coût complet sur le cycle de vie
Le TCO se décompose en quatre blocs.
1. Acquisition (CAPEX). Batteries, système de conversion de puissance (PCS), transformateur, conteneur, BMS, SCADA, génie civil, raccordement, ingénierie, mise en service. L’étude EPRI (2020) structure ce CAPEX en sept postes : racks batterie, conversion de puissance, balance of plant, contrôle et SCADA, installation EPC, balance of plant AC, et travaux de site. À cela s’ajoutent les coûts Owner, souvent exclus du forfait EPC : poste de livraison, raccordement (études et travaux, télémesure), foncier, permis, contingences, frais financiers, taxes. Ils pèsent 15 à 25 % du CAPEX EPC, soit 150 à 300 k€ sur un EPC de 1 M€.
2. Exploitation et maintenance (OPEX). Selon EPRI, le contrat de maintenance se situe entre 2 et 14 $/kW/an, l’essentiel des systèmes 4 heures restant entre 2 et 6 $/kW/an, soit pour 2 MW environ 3 600 à 10 800 €/an aux taux de change 2025. S’y ajoutent le monitoring 24/7, l’optimisation, et l’assurance (0,5 à 1 % de la valeur assurée, soit 5 000 à 10 000 €/an pour 1 M€ assuré). Point souvent oublié : la prime d’assurance augmente avec l’âge de l’actif.
3. Remplacement (REPEX). Une batterie LFP garantie 6 000 cycles à 80 % de profondeur de décharge tient une vingtaine d’années à 300 cycles/an, ce qui repousse le remplacement au-delà de l’horizon économique, mais environ 50 % du vieillissement provient de la dégradation calendaire indépendante du cyclage. Par conséquent, un horizon réaliste de 10 à 12 ans s’applique à tous les projets, même ceux qui cyclent peu. A 600 cycles/an (arbitrage spot intensif), la durée de vie effective tombe à 10 ans, imposant un remplacement à mi-parcours. Ce remplacement représente 40 à 50 % du CAPEX batteries initial, baisse des prix intégrée, soit 200 à 300 k€ pour un projet dont les batteries pèsent la moitié du CAPEX.
4. Fin de vie (DECOM). Démantèlement, recyclage, remise en état. Pour du LFP, la voie mécanique plus hydrométallurgie s’impose, avec un coût net réaliste de 5 à 10 €/kWh, soit 20 à 40 k€ pour 4 MWh. La responsabilité élargie du producteur, instaurée par le règlement (UE) 2023/1542, peut en prendre une partie à sa charge.
Sur un BESS standalon de 2 MW / 4 MWh, exploité pendant 15 ans, nous pouvons suggérer le TCO indicatif suivant : le CAPEX représente 1 200 000€, coût Owner inclus, auxquels viennent s’ajouter environ 90 000 € d’OPEX sur la période d’exploitation. Le remplacement de certains composant représente près de 184 000 € et la fin de vie environ 40 000 €, soit un TCO de 1 514 000 €. C’est 50% supérieur au CAPEX initial apparent.
Cas d’usage : un TRI de 18 % qui cache un TCO révélateur
Un producteur solaire mid-market exploite un parc de 5 MWc (5 500 MWh/an, dont 1 500 MWh de surplus injecté). Il évalue un BESS de 1 MW / 4 MWh pour stocker le surplus et participer à des services-système. Business plan initial : CAPEX 500 000 €, revenus 170 000 €/an (120 000 € d’autoconsommation sur 1 200 MWh décalés à un différentiel de 0,10 €/kWh, plus 50 000 € de FCR à 50 000 €/MW/an), OPEX 5 000 €/an. TRI affiché : 18,2 %.
Sept postes manquent à l’appel.
1 – Raccordement HTA. Site à 800 m du poste de transformation, soit 120 000 € à 150 000 €/km. CAPEX réel porté à 625 000 € avec environ 5 000 € de frais administratifs.
2 – Régime ICPE. Aujourd’hui, un BESS relève de la rubrique 2925. La rubrique 2926, dédiée aux activités liées aux batteries, est en cours de création et attendue début 2027 . Le régime applicable (déclaration, enregistrement, autorisation) se vérifie donc au cas par cas selon la puissance, pas selon un seuil en MWh qui n’a pas encore force réglementaire.
3 – Pertes round-trip. À 90 % de rendement AC-AC, restituer 1 200 MWh en exige 1 333, soit 133 MWh perdus, environ 13 300 €/an de revenus en moins. Un système moins performant (85 %) creuse encore l’écart.
4 – Dégradation capacitive. À 2,5 %/an, la capacité résiduelle tombe à environ 78 % en an 10. Cette baisse ne touche que les revenus liés à la capacité (autoconsommation), pas le FCR, qui rémunère la puissance disponible.
5 – Remplacement. À 300 cycles par an, un projet atteint 3 000 cycles en 10 ans seulement, ce qui semblerait autoriser un délai de remplacement jusqu’à l’an 20. Cependant, environ 50% du vieillissement provient de la dégradation calendaire indépendante du cyclage, ce qui repousse l’horizon réaliste de remplacement à 10 à 12 ans même pour les projets avec une faible intensité d’utilisation.
6 – Assurance croissante. De 0,5 % de la valeur assurée à 1 % à partir de l’an 6, soit +2 500 €/an d’OPEX.
7 – Cannibalisation FCR. De 50 000 € à 35 000 €/MW/an en an 10 (-30 %), cohérent avec la tendance baissière observée du marché de réserve primaire (prix moyen FCR autour de 7 €/MW/h en 2024, soit environ 61 000 €/MW/an pour une disponibilité continue) .
Reconstruit, le projet devient : CAPEX réel 625 000 €, revenus an 1 ≈ 157 000 € (170 000 moins 13 300 de pertes), revenus an 10 ≈ 115 000 € (120 000 × 0,78 d’autoconsommation, moins 13 300 de pertes, plus 35 000 de FCR cannibalisé), OPEX de 5 000 €/an puis 7 500 €/an dès l’an 6. Le TRI retombe autour de 9 à 10 %, soit près de moitié moins. Sur 10 ans, le TCO atteint environ 674 000 €, et 703 000 € sur 15 ans avec un DECOM actualisé d’environ 29 000 €, contre un CAPEX apparent de 500 000 €, soit +35 %.
Un point de vigilance : un même MW ne peut pas réserver sa puissance en FCR 24/7 et arbitrer le surplus solaire chaque jour. Un business plan rigoureux modélise ce conflit de stacking, qui ampute l’un ou l’autre des revenus.
C’est précisément sur ces postes que le modèle de service déplace le risque. Une capacité garantie sur toute la durée du contrat fait porter la dégradation par l’opérateur, le remplacement des batteries est planifié et internalisé, la fin de vie est gérée. Pour le porteur de projet, trois des sept coûts cachés sortent de son business plan, et la capacité souscrite reste disponible au jour 1 comme dix ans plus tard.
TCO pour comparer, TRI pour valider
La décision se déroule en trois temps.
Phase 1 : comparer les TCO. Notre producteur étudie deux alternatives réellement substituables à cette échelle, sur 15 ans. Le BESS neuf affiche un TCO d’environ 1 514 000 € (CAPEX 1 200 000 €, OPEX actualisé 90 000 €, REPEX an 10 actualisé 184 000 €, DECOM 40 000 €). Le BESS de seconde vie affiche un CAPEX inférieur (30 à 40 % moins cher) mais un OPEX plus élevé (maintenance plus fréquente) et un REPEX plus précoce (an 7, capacité résiduelle plus faible), pour un TCO d’environ 1 088 000 €. Sur le seul TCO, la seconde vie est moins chère, mais le TCO ignore les revenus générés.
Phase 2 : sélectionner sur le ratio TCO/bénéfices actualisés. Le BESS neuf génère environ 2 550 000 € de revenus actualisés sur 15 ans, soit un ratio de 0,59. Le BESS de seconde vie, dont la capacité résiduelle plus faible limite les revenus à environ 1 800 000 € actualisés, ressort à 0,60. Les deux sont équivalents : un écart de 0,01 n’est pas significatif. Le départage se fait alors sur d’autres critères, capital à mobiliser, profil de risque, impact environnemental, pas sur le ratio.
Phase 3 : valider le TRI de l’alternative retenue. Ce TRI se compare au coût moyen pondéré du capital (WACC). Avec 70 % de dette à 4 % et 30 % de fonds propres exigeant 15 %, le WACC ressort à 7,3 % (0,7 × 4 % + 0,3 × 15 %, hors bouclier fiscal). Un TRI de 12,5 % supérieur à ce seuil valide le projet.
Deux écueils à éviter. Premier écueil : retenir le TRI le plus élevé sans regarder le TCO. Un TRI de 20 % sur un TCO de 2 M€ peut générer moins de valeur absolue qu’un TRI de 15 % sur 1 M€. Second écueil : retenir le TCO le plus bas sans vérifier que le TRI dépasse le coût du capital, au risque de valider un projet non rentable.
Checklist : 10 points de contrôle avant de valider
1 – CAPEX Owner intégré : poste de livraison, raccordement, foncier, permis, contingences, financement, taxes. Compter +15 à 25 % du CAPEX EPC.
2 – Raccordement réel mesuré, pas forfaitaire : au-delà de 500 m du poste HTA, 100 à 150 k€/km.
3 – OPEX détaillé : maintenance, monitoring 24/7, optimisation, assurance, gestion administrative. Compter 12 à 26 k€/an pour 2 MW, pas 5 à 10 k€.
4 – Pertes round-trip intégrées à 85-90 % : sur 1 200 MWh, environ 133 MWh perdus, soit environ 13 300 €/an.
5 – Dégradation modélisée à 2 à 3 %/an : 75 à 80 % de capacité résiduelle en an 10, appliquée aux seuls revenus liés à la capacité.
6 – REPEX prévu si le projet dépasse 6 000 cycles avant l’horizon de calcul (500 cycles/an = 6 000 cycles en an 12).
7 – Cannibalisation des revenus de réserve anticipée : -20 à -40 % sur 10 ans.
8 – Assurance croissante : de 0,5 % à 1-1,5 % de la valeur assurée après 10 ans.
9 – DECOM budgété : démantèlement 40 à 80 k€ pour 2 MW, recyclage 5 à 10 €/kWh, sous réserve de la prise en charge par la REP producteur.
10 – TRI calculé sur le TCO complet, pas sur le CAPEX EPC seul : un TRI de 18 % sur 500 k€ devient 9 à 10 % sur le TCO réel.
Un projet qui valide ces dix points offre une vision honnête de son coût et de sa rentabilité. Un projet qui en échoue trois ou plus entre dans une zone où l’écart entre TRI projeté et TRI réel dépasse souvent 50 %, transformant un investissement apparemment attractif en projet marginal, voire déficitaire.
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Bibliographie
University College London, Bartlett Faculty of the Built Environment (2025). Exploring the economic and financial value of battery energy storage systems (BESS) in the EU. Rapport pour la Banque Européenne d’Investissement. ucl.ac.uk
EPRI, Electric Power Research Institute (2020). Battery Energy Storage System Lifecycle Cost Assessment. epri.com
BloombergNEF (2025). Battery Energy Storage Systems: Market Outlook 2025. about.bnef.com
ADEME (2025). Observatoire des batteries stationnaires, édition 2025. librairie.ademe.fr
Aurora Energy Research (2023). Co-location of Batteries with Solar PV in France. auroraer.com
Règlement (UE) 2023/1542 du Parlement européen et du Conseil relatif aux batteries et aux déchets de batteries.
RTE et CRE, règles des services système fréquence. Prix moyen FCR 2024 d’environ 7 €/MW/h, soit environ 61 000 €/MW/an en disponibilité continue .
Cadre réglementaire ICPE : rubrique 2925 en vigueur pour les BESS ; rubrique 2926 dédiée aux batteries en cours de création, attendue début 2027 .