​Une batterie de deux heures sans contraintes en Allemagne aurait pu générer 149 k€/MW/an en octobre 2026. C’est 33 % de moins qu’en septembre, où elle aurait rapporté 223 k€/MW/an, et le niveau le plus bas depuis février. Le recul des revenus de capacité aFRR explique l’essentiel de la baisse. Les revenus étaient également inférieurs de 49 % à ceux d’octobre 2025, lorsque la capacité aFRR était rémunérée environ trois fois plus.

Cette baisse est en grande partie saisonnière : en octobre, le système est passé d’une production dominée par le solaire à une production dominée par l’éolien. La production solaire a diminué de 42 % par rapport à septembre, faisant disparaître les creux quotidiens de la mi-journée qui ont permis aux batteries de gagner de l’argent tout l’été. Désormais, ce sont les épisodes venteux qui déterminent les prix, et ils durent plusieurs jours plutôt que quelques heures. Une batterie de deux heures effectue un cycle quotidien ; elle ne peut donc pas tirer autant de valeur d’une variation de prix qui s’étale sur une semaine.

À noter que cette évolution s’est produite alors que les prix du gaz continuaient de monter. Le contrat TTF du mois suivant s’est établi en moyenne à 87 €/MWh en octobre, en hausse de 14 % par rapport aux 76 €/MWh de septembre. La hausse du gaz devrait faire progresser à la fois les spreads et les prix des services auxiliaires. Or, ni les uns ni les autres n’ont augmenté. L’éolien explique l’évolution des spreads ; la croissance du parc de batteries, celle des prix des services auxiliaires.

À retenir

• Une batterie de deux heures sans contraintes aurait pu générer 149 k€/MW/an en octobre, soit une baisse de 33 % par rapport à septembre et de 49 % par rapport aux 294 k€/MW/an d’octobre 2025.
• Les revenus de capacité aFRR ont reculé de 39 k€/MW/an sur un mois, ce qui constitue le principal facteur de baisse. Les prix de l’aFRR à la baisse ont chuté de 56 %, à 6,9 €/MW/h, à mesure que le surplus solaire de la mi-journée diminuait.
• Les revenus FCR ont environ été divisés par deux, à 18 k€/MW/an, tandis que les prix FCR baissaient de 30 %, à 15,7 €/MW/h, retrouvant leur niveau d’il y a un an.
• Les spreads day-ahead TB2 se sont resserrés de 31 %, à 152 €/MWh, alors même que le gaz TTF progressait de 14 %, à une moyenne de 87 €/MWh. Les épisodes venteux de plusieurs jours ont fait baisser les prix pendant de longues périodes, une évolution dont une batterie effectuant un cycle par jour ne peut pas tirer parti.
• Les prix de l’aFRR à la hausse sur la plage de 16 h à 20 h ont reculé de 57 % sur un an, malgré la hausse du gaz. Les volumes appelés étaient stables : davantage de batteries se disputaient donc les mêmes réserves.
• Le trading d’énergie représentait 37 % des revenus, contre 32 % en septembre et 1 % un an auparavant, car les revenus des services auxiliaires ont diminué plus rapidement.

Les revenus sont tombés à 149 k€/MW/an, leur niveau le plus bas depuis février

La capacité aFRR est restée la principale source de revenus, à 78 k€/MW/an. Le trading day-ahead a suivi avec 47 k€/MW/an, puis la FCR avec 18 k€/MW/an. L’intraday a contribué à hauteur de 7 k€/MW/an.

La répartition est toutefois très différente de celle d’il y a un an. En octobre 2025, la capacité aFRR représentait presque la totalité des 294 k€/MW/an de revenus. En octobre 2026, le day-ahead et l’intraday en représentaient ensemble 37 %. Ce changement reflète la compression des prix des services auxiliaires à mesure que davantage de batteries sont préqualifiées, compensée par une progression des revenus issus du marché de gros de l’énergie.

La capacité aFRR et la FCR expliquent la baisse mensuelle

Les revenus ont diminué sur tous les marchés entre septembre et octobre. Les principaux reculs ont concerné la capacité aFRR (environ 40 k€/MW/an) et la FCR (20 k€/MW/an).

À noter que la majeure partie de la baisse des revenus de capacité aFRR provient du produit à la baisse. Les revenus de capacité aFRR à la baisse ont environ été divisés par deux, passant de 62 k€ à 32 k€/MW/an. À l’inverse, l’aFRR à la hausse a mieux résisté, reculant de 16 %, à 46 k€/MW/an.