Oblast d’Odessa, Ukraine
Stockage par batteries de 3 MW / 12 MWh associé à un parc solaire de 3,7 MWp. Il se charge à partir de sa propre production solaire en milieu de journée, lorsque les prix de gros ukrainiens s’effondrent vers zéro, et revend pendant la pointe du soir.
Documentation complète du projet à l’intention des investisseurs institutionnels et particuliers. Chacun des chiffres ci-dessous est issu du modèle financier synthétisé sur cette page ; les sources primaires sont listées en fin de document.
Une batterie lithium-fer-phosphate (LFP) de 3 MW / 12 MWh implantée aux côtés d’un parc solaire au sol de 3,7 MWp dans l’oblast d’Odessa. Il s’agit de la configuration d’entrée du programme : elle se situe exactement à la limite d’éligibilité de la nouvelle catégorie d’appel d’offres solaire + stockage en Ukraine, reste suffisamment petite pour demeurer sous le seuil de licence de stockage de 5 MW, et a été conçue pour être répliquée. C’est la batterie — et non le parc solaire — qui constitue le moteur de rentabilité ; le parc solaire est là pour fournir environ deux tiers de l’énergie de charge en aval du compteur et pour rendre le projet éligible au soutien par appel d’offres.
L’Ukraine présente aujourd’hui l’une des courbes de prix infrajournalières les plus extrêmes d’Europe. Le solaire distribué a progressé suffisamment vite pour ramener les prix de gros de milieu de journée près de zéro, tandis que la demande du soir doit toujours être couverte par des capacités pilotables rares, à des prix proches du plafond réglementaire. L’actif est conçu pour monétiser précisément cet écart.
Entre 10h00 et 16h00 environ, le parc solaire alimente la batterie en aval du compteur. Tout déficit est complété depuis le réseau au prix du creux de milieu de journée, qui était inférieur à 7 €/MWh lors de la journée de référence.
La batterie reste pleine pendant la montée en charge de fin d’après-midi, alors que les prix du réseau augmentent. Un système de quatre heures peut conserver une charge complète au lieu d’être contraint de se décharger prématurément.
Entre 19h00 et 23h00, l’intégralité des 12 MWh (20 MWh pour le projet de plus grande taille) est vendue sur le marché journalier (day-ahead) et le marché infrajournalier au maximum quotidien.
En dehors de la fenêtre d’arbitrage, l’onduleur peut fournir de la réserve de restauration de la fréquence à Ukrenergo, qui se procure plusieurs centaines de MW d’aFRR pour la période 2026–2030.
Prix du marché journalier (day-ahead) pour la zone de dépôt des offres UA-IPS, journée de livraison du 1er août 2026. La moyenne quotidienne de 110,9 €/MWh est proche de la moyenne de l’année 2025 complète de 103,8 €/MWh : il s’agit donc d’un niveau de prix typique doté d’une forme extrême, et non d’une journée atypique.
Notre première approche modélisait une batterie de deux heures et aboutissait à un TRI des fonds propres peu attractif de 5,4 %. La raison est structurelle : avec seulement deux heures de stockage, la majeure partie de la production du parc solaire doit être vendue sans avoir été stockée, précisément pendant les heures de milieu de journée où les prix ukrainiens s’effondrent quasiment à néant. En Ukraine, le solaire de milieu de journée non stocké est proche d’être sans valeur. Porter la durée à quatre heures permet d’en stocker la quasi-totalité, réduit le coût de la batterie par kWh et double approximativement la rentabilité après effet de levier. Le parc solaire est délibérément dimensionné au maximum de ce que permet l’éligibilité à l’appel d’offres, car toute capacité solaire supplémentaire au-delà de la capacité d’absorption de la batterie ajoute du coût d’investissement sans ajouter de revenu significatif.
Le marché de gros ukrainien fonctionne depuis 2019 selon un modèle de type européen articulant marché journalier (day-ahead), marché infrajournalier et marché d’ajustement, et le réseau est synchronisé avec l’Europe continentale depuis mars 2022. Trois caractéristiques le rendent particulièrement attractif pour le stockage.
Les dommages de guerre subis par la production pilotable, combinés à la croissance rapide du solaire distribué, produisent un écart entre pointe et creux qui dépasse régulièrement 200 €/MWh — plusieurs fois l’écart disponible en Allemagne ou en Pologne.
À compter du 1er mai 2026, le régulateur a fixé un plafond unique de 15 000 ₴/MWh sur le marché journalier (day-ahead) et le marché infrajournalier, et de 17 000 ₴/MWh sur le marché d’ajustement, remplaçant les précédents plafonds différenciés selon l’heure. Le plancher sur le marché journalier est de 10 ₴/MWh : la fenêtre d’arbitrage est donc large dans les deux directions.
L’Ukraine a légiféré pour créer une catégorie d’appel d’offres dédiée au solaire + stockage, met en adjudication 1 505 MW de nouvelles capacités flexibles et exonère les équipements de stockage et solaires importés de TVA et de droits de douane.
Indice mensuel BASE publié par l’Opérateur de marché, en ₴/MWh. Les interruptions correspondent aux mois pour lesquels nous n’avons pas obtenu le bulletin officiel ; elles sont laissées vides plutôt qu’interpolées. Les barres marquées d’un point correspondent à des mois incomplets. À noter la prime d’hiver : décembre 2025 et février 2026 sont les mois les plus favorables pour un actif se déchargeant le soir.
| Indicateur | ₴/MWh | €/MWh |
|---|---|---|
| Indice des prix BASE | 5,292 | €104 |
| Prix moyen pondéré des transactions | 5,644 | €111 |
| Prix journalier le plus élevé | 8,221 | €161 |
| Prix journalier le plus bas | 2,446 | €48 |
| Indicateur | ₴/MWh | €/MWh |
|---|---|---|
| Marché journalier (day-ahead) et infrajournalier, maximum | 15,000 | €294 |
| Marché d’ajustement, maximum | 17,000 | €333 |
| Marché journalier (day-ahead) et infrajournalier, minimum | 10 | — |
| Plage horaire | Marché journalier (day-ahead) et infrajournalier, maximum | Marché d’ajustement, maximum |
|---|---|---|
| 00:00–07:00, 11:00–17:00 | 5,600 ₴ | 6,600 ₴ |
| 07:00–11:00, 23:00–24:00 | 6,900 ₴ | 8,250 ₴ |
| 17:00–23:00 | 15,000 ₴ | 16,000 ₴ |
La structure différenciée selon l’heure d’avril 2026 est présentée à titre de contexte, car elle illustre à quel point le régulateur a délibérément valorisé la fenêtre du soir : le plafond de 17h00–23h00 était déjà de 15 000 ₴/MWh alors que celui de milieu de journée était de 5 600 ₴/MWh.
Ukrenergo a tenu un appel d’offres complémentaire pour la période de fourniture 2026–2030 portant sur 472–555 MW de réserve secondaire de restauration de la fréquence (aFRR) en sens de charge et 201–252 MW de produit symétrique. Les batteries y sont éligibles. Nous n’avons retenu qu’un montant prudent de revenus de services système dans le scénario de base, car aucun prix d’adjudication ferme n’est public pour ces produits ; l’aFRR contractualisée est traitée comme un potentiel de hausse dans le scénario optimisé.
La configuration est délibérément conventionnelle : cellules LFP en conteneurs provenant d’un fournisseur de premier rang, durée de décharge de quatre heures, et un point unique de raccordement au réseau partagé, en aval duquel se trouvent à la fois la batterie et le parc solaire.
| Indicateur | Valeur |
|---|---|
| Puissance nominale de la batterie | 3 MW |
| Énergie utile de la batterie | 12 MWh |
| Durée de décharge | 4 h |
| Capacité du parc solaire | 3.7 MWp |
| Emprise foncière nécessaire | 5.9 ha |
| Chimie des cellules | Lithium-fer-phosphate (LFP), en conteneurs |
| Rendement aller-retour, AC–AC | 90% |
| Cycles complets équivalents par an | 330 |
| Perte de capacité de la batterie | 2.0% par an |
| Dégradation des modules solaires | 0.45% par an |
| Productible spécifique solaire | 1,300 kWh/kWp |
| Durée de vie de conception | 20 Année |
| Stratégie de renforcement de capacité | Aucun renforcement supposé ; recours à la garantie de capacité fournisseur de 20 ans |
| Part de la charge couverte par le solaire propre | 68% |
|---|---|
| EBITDA cumulé sur 20 ans | 65,814 MWh |
La batterie est chargée principalement à partir du parc solaire implanté sur le même site. Le solde est importé du réseau pendant le creux de milieu de journée, ce qui est économiquement avantageux plutôt qu’un défaut : acheter au prix du creux, transport inclus, laisse encore un écart de plus de 160 €/MWh.
La décomposition ci-dessous est comparée à trois références indépendantes : l’enquête BloombergNEF 2025 sur les coûts système (moyenne européenne de 154 €/kWh), la construction ascendante d’Ember pour les marchés hors Chine et États-Unis, et le seul comparable ukrainien de grande taille publié — le projet de 200 MW / 400 MWh de DTEK, à un coût implicite de 313–350 €/kWh. Nos chiffres se situent délibérément entre la référence européenne et le comparable ukrainien.
| Indicateur | Valeur |
|---|---|
| Total | €5,301,450 |
| Coût du système de batteries | €190/kWh |
| Coût du parc solaire | €0.535/Wp |
| TVA à l’importation et droits de douane | Exonérés pour les équipements solaires et de stockage (lois n° 3853-IX et n° 3854-IX) |
En Ukraine, les équipements de stockage et solaires importés sont exonérés à la fois de TVA et de droits de douane, exonération prolongée en décembre 2025. Il s’agit du levier fiscal le plus important du modèle, et il est reflété dans les chiffres ci-dessus. La ligne relative au raccordement au réseau est une provision : le coût définitif ne sera fixé qu’au moment où le gestionnaire du réseau de distribution émettra les conditions techniques, et il est signalé comme un point ouvert avant la décision finale d’investissement.
Les revenus comportent trois composantes. L’arbitrage réalisé par la batterie est prédominant ; les ventes directes de solaire sont modestes par construction, car les heures pendant lesquelles le solaire non stocké peut être vendu sont précisément celles où les prix ukrainiens sont les plus bas.
| Indicateur | Montant | Remarque |
|---|---|---|
| Arbitrage de la batterie — énergie livrée pendant la pointe du soir | €811,800 | 3,960 MWh × €205 |
| Ventes directes de solaire en dehors de la fenêtre de charge | €58,496 | 1,828 MWh × €32 |
| Services système et ajustement | €29,994 | — |
| Revenus totaux de l’année 1 | €900,290 |
| Indicateur | €/MWh |
|---|---|
| Prix capté à la décharge du soir | €205 |
| Coût de la charge de milieu de journée | €25 |
| Prix capté sur le solaire vendu directement | €32 |
Il s’agit de moyennes annuelles, et les trois sont prudentes par rapport à la journée de référence, au cours de laquelle les quatre meilleures heures ont atteint 236 €/MWh en moyenne et les quatre moins chères 0,7 €/MWh. Nous retenons un prix capté de 205 €/MWh à la décharge plutôt que les 236 €/MWh observés, et un coût de charge de 25 €/MWh plutôt que quasi nul, afin de tenir compte des mois d’hiver, où le creux de milieu de journée est moins prononcé, et d’une prévision imparfaite.
| Indicateur | Montant |
|---|---|
| Exploitation et maintenance de la batterie (2 % des dépenses d’investissement de la batterie) | €45,600 |
| Exploitation et maintenance du parc solaire (9 €/kWp) | €33,300 |
| Assurance (0,4 % du coût d’investissement) | €21,206 |
| Sécurité physique et protection du site | €35,000 |
| Gestion d’actifs et administration de la société de projet (SPV) | €40,000 |
| Loyer foncier | €2,655 |
| Total des charges d’exploitation | €177,761 |
Les tarifs de transport de 713,68 ₴/MWh (environ 14 €/MWh) applicables à l’énergie de charge importée du réseau, ainsi que les redevances de l’opérateur de marché sur l’énergie livrée, sont modélisés séparément au sein de l’EBITDA et ne figurent pas dans le tableau ci-dessus.
Nous présentons trois scénarios plutôt qu’un chiffre unique. Le scénario de base est entièrement marchand et retient une tarification de dette commerciale ; nous le considérons comme le plancher honnête. Le scénario optimisé reflète la structure de financement que toutes les transactions ukrainiennes comparables ont effectivement utilisée.
Revenus entièrement marchands, taux d’endettement de 65 % à 8,5 %, 330 cycles par an, revenus de services système purement nominaux.
Dette senior à 6,5 % reflétant une facilité BERD/SFI assortie d’une couverture de première perte du cadre d’investissement de l’UE pour l’Ukraine, aFRR contractualisée et 350 cycles par an.
Production solaire contractualisée au plafond d’appel d’offres de 120 €/MWh et prix capté par la batterie ramené à 170 €/MWh. Il s’agit du scénario dans lequel les écarts marchands se compriment mais où le soutien public tient.
| Indicateur | Valeur |
|---|---|
| Coût d’investissement total | €5,301,450 |
| Tranche en fonds propres | €1,855,508 |
| Dette senior (65 %) | €3,445,942 |
| Part de dette senior (taux d’endettement) | 65% |
| Taux d’intérêt de la dette senior | 8.5% |
| Maturité de la dette senior | 12 Année |
Ni la BERD ni la SFI ne publient de marges ou de maturités pour les prêts au secteur énergétique ukrainien : le taux de 8,5 % du scénario de base est donc notre estimation et non un chiffre sourcé. La sensibilité au financement présentée ci-dessous montre à quel point le résultat en dépend.
Le prix capté du soir est de loin la variable la plus influente, suivie du coût d’investissement. En dessous d’environ 160 €/MWh de prix capté le soir, le scénario de base cesse de couvrir un coût des fonds propres plausible, ce qui explique pourquoi la voie du CfD d’appel d’offres compte comme plancher et non simplement comme potentiel de hausse.
The base case ties the battery to the solar field: it assumes 330 equivalent cycles a year, which is roughly the number of days on which the array can be relied on to fill it. That is deliberately conservative, and it understates what the asset can do.
The midday collapse in Ukrainian prices is not caused by this plant. It is caused by every solar installation in the country generating at once against weak daytime demand. That price signal is a property of the national system, and it is still there on days when this particular site is under cloud. So on a dull day the battery does not sit idle waiting for sunshine — it buys from the grid during the same midday trough and sells into the same evening peak. The solar field stops being the source of energy and becomes a hedge against the cost of buying it.
| Optimistic case assumptions | Base case | Optimistic case |
|---|---|---|
| Equivalent full cycles per year | 330 | 365 |
| Evening discharge capture price | €205/MWh | €218/MWh |
| Blended midday charging cost | €25/MWh | €38/MWh |
| Energy delivered to grid | 3,960 MWh | 4,380 MWh |
| Energy bought from grid to charge | 1,418 MWh | 1,884 MWh |
| Share of charging met by own solar | 68% | 61% |
| Taux d’intérêt de la dette senior | 8.5% | 8.5% |
Note the charging cost rises from €25 to €38/MWh, and that is intentional. On a genuinely overcast day the whole region generates less solar, so the midday trough is shallower and the energy costs more to buy. Penalising the charge price is what keeps this scenario honest: the extra throughput is bought at a thinner margin, not the same one.
| Indicateur | Base case | Optimistic case |
|---|---|---|
| Revenus totaux de l’année 1 | €900,290 | €1,073,330 |
| EBITDA de l’année 1 | €651,395 | €780,057 |
| TRI du projet (avant effet de levier) | 9.1% | 11.9% |
| TRI des fonds propres (après effet de levier) | 9.6% | 15.4% |
| Ratio de couverture du service de la dette (DSCR) minimal | 1.37x | 1.66x |
| Délai de récupération simple | 8.8 Année | 7.3 Année |
| VAN à un taux d’actualisation de 10 % | €-316,432 | €680,519 |
| EBITDA cumulé sur 20 ans | €12,907,932 | €15,730,280 |
The two levers are independent. Running the optimistic operating case on senior debt priced at 6.5% — the level implied by an EBRD or IFC facility carrying EU Ukraine Investment Framework first-loss cover, which is how every comparable Ukrainian transaction has been financed — lifts the levered return further:
| Equity IRR, optimistic operations + concessional debt | 17.3% |
|---|---|
| Ratio de couverture du service de la dette (DSCR) minimal | 1.85x |
Three things. First, sustained nationwide cloud would flatten the midday trough everywhere at once, and the spread would narrow rather than merely shift source. Second, grid-charged energy pays the full transmission charge of ₴713.68/MWh where behind-the-meter solar charging does not, so the margin on bought energy is structurally thinner and more exposed to a tariff increase. Third, cycling 365 times a year rather than 330 uses the battery harder; we have held capacity fade at 2% a year on the strength of the supplier warranty, but a higher throughput regime is the case in which that warranty matters most. We regard the base case, not this one, as the number to underwrite against.
Calculé selon la méthode de déplacement d’énergie d’Ember, à un taux d’actualisation de 11 %, hors coût de l’énergie de charge. Il s’agit de l’écart minimal que la batterie doit capter pour atteindre l’équilibre sur le seul volet stockage ; l’écart retenu de 180 €/MWh offre une marge de sécurité substantielle par rapport à ce niveau.
À titre de contexte, Damodaran évalue la prime de risque totale des actions ukrainiennes à 19,77 % en janvier 2026, et les transactions énergétiques ukrainiennes visent généralement un TRI des fonds propres de 14–16 % lorsque la dette senior bénéficie de la garantie d’une institution financière internationale. Le projet de plus grande taille atteint cette fourchette dans le scénario optimisé ; le plus petit est positionné comme un pilote réplicable plutôt que comme un véhicule de maximisation du rendement.
Le plan ci-dessous est dessiné à l’échelle à partir des dimensions indicatives du terrain. Les deux sites adoptent la même disposition : une bande technique le long de la limite nord accueille l’enceinte de stockage, les skids de conversion, le local de commande et le poste de comptage, le parc solaire occupant le reste du terrain en blocs séparés par des voies de maintenance. Placer la batterie à côté du poste permet de raccourcir les liaisons câblées moyenne tension et de faire partager à la batterie et au parc solaire un point de raccordement unique, comme l’autorise la loi n° 4213-IX.
| Indicateur | Valeur |
|---|---|
| Terrain clôturé | 270 × 220 m — 5.9 ha |
| Surface du parc solaire | 5.9 ha |
| Rangées de tables de modules | 26 (2 × 13) |
| Entraxe des rangées | 5.6 m |
| Conteneurs de batteries (20 pieds) | 3 |
| Skids de conversion (PCS) / transformateur moyenne tension | 1 |
| Tension de raccordement | 35 kV |
| Emprise foncière | 1.59 ha/MWp |
Les dimensions sont indicatives et restent soumises au levé foncier définitif, à l’étude géotechnique et aux conditions techniques de raccordement au réseau. L’entraxe des rangées de 5,6 m est retenu pour limiter l’ombrage inter-rangées au solstice d’hiver pour un système à inclinaison fixe à cette latitude ; l’entraxe définitif suivra l’étude d’ombrage PVsyst. L’enceinte de stockage est clôturée et renforcée séparément, et les flux de stockage sont comptés de manière indépendante, ce qui constitue une exigence obligatoire pour les actifs implantés conjointement.
Photographies d’installations comparables en exploitation, incluses pour illustrer la forme physique de la centrale. Il ne s’agit pas d’images de ce site, qui n’est pas encore construit.
L’Ukraine a agi rapidement pour rendre le stockage finançable. Les dispositions ci-dessous sont celles qui façonnent matériellement ce projet.
En vertu de la loi n° 4777-IX, en vigueur depuis mars 2026, une licence de stockage n’est requise que lorsqu’un site unique dépasse 5 MW. Les deux projets se situent à ce seuil ou en dessous et ne nécessitent donc aucune licence de stockage délivrée par le régulateur.
La loi n° 4213-IX autorise la production et le stockage à partager un même raccordement au réseau et a porté à 20 MW, jusqu’au 1er janvier 2028, le seuil de production dispensé de licence. Un comptage commercial distinct des flux de stockage est obligatoire et est intégré au coût d’investissement.
Une catégorie d’appel d’offres dédiée réserve au moins 10 % du volume annuel de soutien au solaire + stockage, avec un soutien courant jusqu’en 2034 et un plafond de 0,12 €/kWh. L’éligibilité exige une puissance de stockage d’au moins 80 % de la capacité solaire et au moins 2 kWh de stockage par kW de solaire. Les deux configurations ont été dimensionnées spécifiquement pour satisfaire ces deux critères.
Ukrenergo a publié en juillet 2026 un projet de documentation pour un appel d’offres de 1 505 MW de nouvelles capacités manœuvrables répartis sur quatre lots régionaux, avec cinq années de soutien et un plafond de 0,2792 €/kWh. Il s’agit d’un second flux de revenus contractualisés potentiel, qui n’est pris en compte dans aucun de nos trois scénarios.
L’impôt sur les sociétés est de 18 %. Les équipements solaires et de stockage importés sont exonérés de TVA et de droits de douane. L’amortissement accéléré permet d’amortir les machines et équipements sur deux ans jusqu’à la fin de 2030, ce qui protège les flux de trésorerie des premières années — cet effet est reflété dans le modèle. Les dividendes versés à un détenteur non-résident subissent une retenue à la source de 15 %, réductible à 5 % en application de la convention Ukraine–Chypre lorsque le détenteur possède au moins 20 % des parts.
Une société ukrainienne à responsabilité limitée détient le bail foncier, le raccordement au réseau et les autorisations ; elle est elle-même détenue par une société holding de l’UE par l’intermédiaire de laquelle les capitaux des investisseurs sont acheminés. Le rapatriement des dividendes reste soumis aux restrictions de loi martiale de la Banque nationale d’Ukraine, ce qui est communiqué comme un point ouvert.
Le registre ci-dessous est délibérément sans détour. Deux risques sont réellement sévères et ne peuvent pas être pleinement atténués au niveau du projet.
| Indicateur | Gravité | Mesures d’atténuation |
|---|---|---|
| Risque militaire et risque sur l’actif physique | Élevée | Les deux sites sont délibérément situés à distance de la ligne de contact — l’oblast d’Odessa dans le sud-ouest et l’oblast de Poltava à l’intérieur du pays, ce dernier à plusieurs centaines de kilomètres du front. Les conteneurs sont dispersés, protégés par des merlons et clôturés séparément, et la sécurité physique est budgétée à 35 000–45 000 € par an. Ce risque ne peut être éliminé : les infrastructures énergétiques ukrainiennes ont été visées sur l’ensemble du territoire, y compris loin à l’arrière, et les investisseurs doivent retenir une probabilité non négligeable de perte totale. |
| Disponibilité de l’assurance contre les risques de guerre | Élevée | Au début de 2026, la couverture commerciale contre les risques de guerre est de fait indisponible pour les infrastructures énergétiques ukrainiennes. L’atténuation passe par une garantie de première perte du cadre d’investissement de l’UE pour l’Ukraine ou par un produit multilatéral de couverture du risque politique, ainsi que par une indemnisation publique pouvant atteindre 10 M₴, montant de minimis à l’échelle de ce projet. À défaut de garantie obtenue, ce risque est absorbé par les fonds propres. |
| Prix marchands et compression des écarts | Moyenne | À mesure que les capacités de stockage se développeront, l’écart infrajournalier se resserrera. Les atténuations sont le plancher du CfD d’appel d’offres, l’appel d’offres flexibilité et une durée de quatre heures qui capte une fenêtre plus large qu’un système de deux heures. Le tableau de sensibilité quantifie directement cette exposition. |
| Désadossement des devises | Moyenne | Les revenus sont perçus en hryvnias tandis que la dette et les rendements des investisseurs sont libellés en euros. L’Ukraine ne dispose pas d’un marché de couverture profond à long terme. Le risque est partiellement atténué car les prix de gros ont historiquement suivi la parité d’importation libellée en euros, et parce que le plafond de prix réglementaire est périodiquement révisé à la hausse. |
| Évolution réglementaire et du plafond de prix | Moyenne | Le plafond de prix du soir est le déterminant le plus important du potentiel de hausse. Les plafonds ont été révisés à plusieurs reprises, la dernière fois à la hausse en mai 2026, et l’orientation des politiques publiques va dans le sens de la libéralisation. Une révision à la baisse comprimerait sensiblement la rentabilité. |
| Coût d’investissement et chaîne d’approvisionnement | Moyenne | Contrat EPC clés en main à prix fixe assorti de pénalités libératoires, approvisionnement auprès de fournisseurs de premier rang et provision pour aléas de 10 %. Les prix des systèmes de batteries ont baissé de 37 % en un an en Europe : le risque sur les coûts est donc orienté à la baisse. |
| Coût et calendrier du raccordement au réseau | Faible | La provision pour le raccordement demeure une estimation jusqu’à l’émission des conditions techniques par le gestionnaire du réseau de distribution. L’implantation en aval du point de raccordement existant du parc solaire limite sensiblement l’exposition. Signalé comme un point ouvert avant la décision finale d’investissement. |
| Performance technologique et dégradation | Faible | Une garantie de capacité fournisseur de 20 ans limitant la perte annuelle à 2 % au maximum, assortie de pénalités libératoires en cas de rendement aller-retour insuffisant. La consommation parasitaire du système de climatisation en climat froid est la variable technique la moins bien caractérisée et fait l’objet d’une modélisation conjointe avec le fournisseur. |
Les arguments d’impact en faveur du stockage en Ukraine sont particulièrement directs. Chaque mégawattheure déplacé du surplus solaire de milieu de journée vers la pointe du soir évite une production qui proviendrait sinon de centrales de pointe fossiles ou d’importations, et ce pendant les heures où le système est le plus sous tension.
L’Ukraine a perdu une part substantielle de ses capacités pilotables du fait d’attaques soutenues, et les délestages tournants ont été une caractéristique courante des derniers hivers. Le stockage distribué figure parmi les moyens les plus rapides et les plus défendables de restaurer la capacité de pointe du soir, ce qui explique qu’il constitue une priorité pour la Communauté de l’énergie, la BERD et le cadre d’investissement de l’UE pour l’Ukraine.
Chaque affirmation quantitative de cette page renvoie à l’une des sources ci-dessous ou au modèle financier construit à partir d’elles. Lorsqu’un chiffre n’a pu être vérifié auprès d’une source primaire, nous l’avons indiqué dans la section concernée plutôt que de présenter une estimation comme un fait.
Tous les montants en euros sont convertis au taux de 1 € = 51,0 ₴, cours moyen de marché de juillet 2026.
Quatre données d’entrée demeurent non vérifiées et sont signalées plutôt que gommées : le montant définitif de la redevance de raccordement au réseau fixé par le gestionnaire du réseau de distribution ; la marge et la maturité de la dette senior, qu’aucune institution financière internationale ne publie pour l’Ukraine ; l’assurabilité de l’actif contre les risques de guerre, aujourd’hui douteuse ; et la consommation parasitaire du système de climatisation en climat froid, pour laquelle nous retenons une valeur générique de 2–4 % de l’énergie transitée, en attente de la modélisation du fournisseur.
Le présent document est fourni à titre d’information uniquement et ne constitue ni une offre de vente ni une sollicitation d’achat de titres, ni un conseil en investissement, juridique ou fiscal. Les chiffres prospectifs sont des projections modélisées reposant sur les hypothèses énoncées et différeront des résultats réels. Les projets énergétiques ukrainiens comportent des risques incluant, sans s’y limiter, le conflit armé, la destruction des actifs, l’inconvertibilité de la devise, l’évolution réglementaire et la défaillance des contreparties. Les investisseurs peuvent perdre l’intégralité du montant investi. Les investisseurs potentiels doivent prendre un conseil indépendant et s’assurer par eux-mêmes de l’exactitude de chaque hypothèse avant d’engager des capitaux.