​Les batteries de 4 heures en Allemagne offrent un TRI non levier de 13,7 % pour une mise en service commerciale en 2026, surpassant les systèmes de 2 heures malgré un CAPEX supérieur de 34 %. Cependant, plus de 700 GW de stockage par batterie sont en attente de raccordement au réseau, contre seulement 2,5 GW déjà connectés, et des risques fondamentaux peuvent réduire les rendements au point où les projets ne répondent plus aux exigences minimales des investisseurs.

Voici la synthèse des perspectives d’investissement BESS en Allemagne pour le T1 2026 de Modo Energy, résumant trois rapports essentiels pour les investisseurs souhaitant engager des capitaux dans les batteries allemandes :

• Partie 1 : Perspectives du marché
• Partie 2 : Analyse des risques
• Partie 3 : Structures bancables d’accès au marché

Points clés à retenir

• ​Un BESS allemand de 4 heures offre un TRI non levier de 13,7 % en 2026, contre 12,2 % pour un système de 2 heures, malgré un CAPEX supérieur de 34 % (935 k€/MW contre 700 k€/MW).
• Les revenus à court terme des systèmes 2 heures (240 k€/MW) sont divisés par deux d’ici 2030 à mesure que les marchés auxiliaires se saturent. L’arbitrage sur le marché de gros représentera alors 95 % des revenus, se stabilisant autour de 125 k€/MW.
• ​Une baisse de 50 % du prix du gaz réduit les revenus day-ahead de 37 %. La surcapacité compresse les revenus 2030 de 17 %. Les accords de connexion flexibles réduisent le TRI jusqu’à 5 points de pourcentage.
• La co-localisation « grise » offre un TRI équivalent à 13,7 % pour le BESS seul, aligné sur les rendements des projets autonomes, tout en améliorant la position dans la file d’attente selon le nouveau système de connexion basé sur la maturité proposé en Allemagne.
• Le « tolling physique » domine les accords d’enlèvement BESS allemands : sept des neuf contrats divulgués en 2025 fixent 70 à 100 % de la capacité pour 5 à 10 ans, permettant un effet de levier jusqu’à 85 %.

Pour plus d’informations, contactez les auteurs – zach.williams@modoenergy.com et cosima@modoenergy.com

Partie 1 : Perspectives du marché

​Le mix de production allemand est en pleine transition structurelle. Les énergies renouvelables augmentent de 150 % d’ici 2040, le charbon sort du mix et le nucléaire est déjà à l’arrêt. À mesure que la capacité thermique diminue, l’écart de prix quotidien exploité par les batteries s’élargit. Cette section couvre la vision fondamentale de Modo Energy sur le marché BESS allemand : ce que cette transition implique pour les revenus selon la durée des systèmes, et pourquoi le marché passe des services auxiliaires à l’arbitrage de gros d’ici 2030.

Un BESS allemand offre des rendements à deux chiffres

​Un système BESS allemand de 4 heures mis en service en 2026 atteint 13,7 % de TRI non levier selon les hypothèses centrales de Modo Energy. Un système de 2 heures rapporte 12,2 %. La durée supplémentaire compense largement le surcoût de 34 % du CAPEX – 935 k€/MW contre 700 k€/MW.

La croissance des renouvelables et la sortie du thermique élargissent l’écart de prix quotidien

La production renouvelable en Allemagne passe de 280 TWh en 2026 à 695 TWh en 2040, soit une hausse de 150 %. Le charbon sortira du mix d’ici 2038. Le nucléaire est déjà arrêté. À mesure que la capacité thermique diminue, l’écart entre le creux solaire de la mi-journée et le pic du soir s’accentue. La demande augmente de 70 % pour dépasser 1 000 TWh grâce à l’électrification des transports, du chauffage et de l’industrie. La capacité BESS allemande passe de 5 GW fin 2026 à 40 GW en 2040, avec 80 % de systèmes d’au moins 4 heures.

Les services auxiliaires dominent en 2026, l’arbitrage de gros prend le relais d’ici 2030

​Les services auxiliaires représentent 55 % des revenus BESS allemands en 2026. FCR et aFRR totalisent un marché de seulement 4,5 GW – lorsque la capacité batterie dépasse ce seuil, le trading de gros devient la principale source de revenus. D’ici 2030, le trading day-ahead et intraday représente 95 % des revenus BESS. Cette transition explique la logique économique des durées plus longues : un système 4 heures peut déplacer plus d’énergie et capter davantage l’écart de prix quotidien.

Deux nouveaux flux de revenus apportent un potentiel supplémentaire non inclus dans le scénario de base

L’achat d’inertie a démarré en janvier 2026 et rapporte 8 à 20 k€/MW/an pour les batteries équipées d’onduleurs grid-forming. L’Allemagne a confirmé un marché de capacité début 2026, ajoutant environ 10 à 15 k€/MW/an à partir de 2031. Le bénéfice commercial exact dépendra de la méthodologie de « de-rating », encore à définir.

​Lire l’analyse complète du marché → Perspectives d’investissement BESS en Allemagne : fondamentaux du marché

Partie 2 : Analyse des risques

​Une batterie opérée en mode « merchant » est exposée au marché de l’électricité sur 20 ans. Selon les hypothèses centrales de Modo Energy, un BESS allemand offre un TRI non levier de 12 à 14 %, mais dans le scénario de marché le plus défavorable, les rendements chutent à 5,5 %. Cette section analyse les risques macroéconomiques des investissements BESS en Allemagne – prix du gaz, croissance de la demande, développement du stockage – ainsi que les principaux risques au niveau projet : frais de réseau et accords de connexion.

​Le prix du gaz est le risque macroéconomique principal pour la rentabilité des BESS allemands

Le prix du gaz est la variable dominante parmi les risques fondamentaux du marché. Le gaz fixe le prix marginal la plupart des jours, donc quand il baisse, les écarts de prix se resserrent. Le risque baissier est structurellement plus important que le potentiel de hausse : une baisse de 50 % réduit les revenus day-ahead de 37 %, tandis qu’une hausse de 50 % ne les augmente que de 28 %.

​Un déficit de demande et la surcapacité représentent une menace moindre mais cumulative

Un déficit de demande a un effet net plus limité sur les revenus BESS allemands, de l’ordre de 7 à 14 %. Une demande plus faible réduit les événements à prix élevé mais augmente les heures négatives dont les batteries tirent profit. Ces deux effets se compensent partiellement. La surcapacité est la préoccupation à moyen terme. Une hausse de 50 % du développement réduit les revenus day-ahead 2030 de 17 %. Cependant, la file d’attente de plus de 700 GW surestime ce risque : en 2025, seuls 40 % des capacités BESS prévues en Allemagne ont effectivement été mises en service.

​Les accords de connexion flexibles constituent le principal risque au niveau projet pour les BESS allemands

Les plafonds d’import/export, limites de rampes et restrictions sur les services auxiliaires coûtent jusqu’à 5 points de pourcentage de TRI combinés. Deux projets soumis aux mêmes conditions de marché peuvent afficher des rendements très différents selon leurs modalités de connexion.

Les frais de réseau après 2029 ajoutent une incertitude supplémentaire

Les projets connectés avant août 2029 bénéficiaient historiquement d’une exonération de 20 ans sur les frais de capacité. Ceux connectés après 2029 feront face à trois nouveaux frais dans le régime BNetzA.

​La charge de capacité est la variable critique. Les batteries allemandes non contraintes peuvent absorber environ 20 à 25 k€/MW/an avant que le TRI ne passe sous le seuil d’investissement. Les batteries soumises à des FCA – la majorité des nouveaux raccordements – atteignent ce seuil à 10-15 k€/MW/an. Plus important encore, les propositions récentes de la BNetzA indiquent que le nouveau régime pourrait s’appliquer aux projets déjà en service, pas seulement à ceux raccordés après 2029. Cette perspective a paralysé de nombreux financements. Les valeurs définitives ne seront peut-être confirmées qu’à la fin 2028, rendant impossible la modélisation pour les prêteurs.

​Lire l’analyse complète des risques → Perspectives d’investissement BESS en Allemagne : analyse des risques

Partie 3 : Accès bancable au marché

​Lancer un projet BESS en Allemagne en 2026 signifie résoudre deux problèmes. D’abord, l’accès au réseau : avec 78 GW approuvés mais seulement 2,5 GW connectés, la plupart des projets autonomes attendent des années. Ensuite, la structuration des revenus : des flux de trésorerie « merchant » volatils doivent être conditionnés pour convaincre les prêteurs sans sacrifier tout le potentiel de hausse. La partie 3 détaille comment structurer une voie d’accès au marché BESS finançable et réalisable.

La co-localisation résout l’accès au réseau

​Les GRT allemands ont publié en février 2026 une proposition pour remplacer la file d’attente actuelle « premier arrivé-premier servi » par un système basé sur la maturité – les projets co-localisés obtenant des points de priorité, améliorant leurs chances de connexion avant les projets autonomes. Le premier cycle de candidature est prévu pour avril 2026, sous réserve de confirmation par la BNetzA.

​Co-localisation grise – lorsqu’une batterie charge et décharge via une connexion partagée avec un actif solaire existant – atteint un TRI de 13,7 % sur la base BESS seule, équivalent aux projets autonomes, tout en améliorant la position dans la file d’attente sous le système proposé. Elle nécessite une connexion dédiée import-export, plutôt que de partager le lien d’export solaire.

Co-localisation verte : la batterie ne peut injecter que dans le réseau et se charge grâce au solaire sur site, partageant la connexion solaire existante – ce qui en fait la voie d’accès au réseau la plus pratique pour le BESS. Elle génère un TRI de 8,5 % sur la base BESS seule et de 2,9 % sur la base combinée, rendant la structure difficile à financer.

Comment les structures à revenus fixes rendent le BESS allemand finançable

​Un BESS totalement « merchant » génère 115 à 130 k€/MW/an dans le scénario central, mais chute à 70 k€/MW/an dans un scénario bas, rendant un fort effet de levier impossible sans stabilisation des revenus. Les structures à revenus fixes résolvent ce problème, chacune échangeant une part différente du potentiel de hausse contre une capacité d’endettement : un contrat de tolling complet fixe le rendement à 12 % et permet un levier de 85 % mais sacrifie tout le potentiel « merchant », tandis qu’un tolling partiel protège contre la baisse tout en conservant le potentiel de hausse, offrant un TRI non levier de 9 à 17 % selon les scénarios.

Quelle structure pour quel investisseur ?

​Le choix de la structure dépend du type d’investisseur et de ses capacités opérationnelles. Les développeurs cherchant à maximiser l’effet de levier pour recycler leur capital privilégient les tolls complets, avec les utilities comme principaux offtakers – la capacité batterie ajoute de la valeur au-delà du trading via la couverture du déséquilibre et la possibilité de PPA corporate 24/7. Ceux qui gardent le contrôle du dispatch combinent des tolls partiels avec des traders énergétiques, cherchant une exposition aux revenus sans dispatch physique. Les structures « floor » et « share » émergent comme alternative pour les industriels ayant de gros besoins d’approvisionnement énergétique mais sans infrastructure de trading. L’exposition 100 % merchant reste le domaine des investisseurs bilanciels et des sociétés de trading ayant l’appétit de risque et sans besoin de levier.

​Lire l’analyse complète sur les accès au marché → Perspectives d’investissement BESS en Allemagne : accès bancables au marché

Trois décisions réglementaires qui façonneront le pipeline BESS allemand en 2026

2026 est une année charnière pour la régulation du stockage par batterie en Allemagne. La consultation de la BNetzA sur les frais de réseau déterminera si les projets post-2029 restent finançables. La méthodologie de « de-rating » du marché de capacité fixera si les batteries reçoivent 50 % ou 90 % du prix de compensation. La réglementation Mispel, si elle est finalisée, permettra la co-localisation à grande échelle et pourrait accélérer le pipeline au-delà des projections actuelles.