​Une batterie de deux heures sans contrainte en Allemagne aurait pu générer 191 k€/MW/an en août 2026, soit une baisse de 7 % par rapport à juillet. En moyenne mensuelle, un seul prix a baissé : la capacité aFRR up a été attribuée à 7,35 €/MW/h, en baisse de 27 % sur un mois, alors même que les prix de gros augmentaient.

Mais d'autres prix ont également évolué, les prix FCR baissant précisément sur le créneau du matin, là où ils génèrent habituellement le plus de revenus. Des écarts day-ahead plus élevés ont pris le relais, réaffectant la capacité de batterie vers une meilleure opportunité d'arbitrage.

Avec une forte production solaire, peu de vent en première moitié de mois et des prix du gaz élevés, le mois aurait dû afficher des revenus supérieurs à l'an dernier. Pourtant, les revenus ont diminué — principalement à cause de la baisse des prix de capacité aFRR. D'un mois sur l'autre, il est peu probable que les batteries soient responsables de cette chute des prix aFRR : il est plus probable que des conditions météorologiques plus humides aient amélioré la situation pour le stockage par pompage et que des centrales à gaz soient revenues de maintenance. Mais d'une année sur l'autre, il semble que la concurrence accrue des batteries fasse baisser les prix de capacité aFRR, montrant les premiers signes clairs de saturation en temps réel.

Points clés à retenir

• Une batterie de deux heures sans contrainte aurait pu gagner 191 k€/MW/an en août, soit une baisse de 7 % par rapport à juillet et de 15 % par rapport à août 2025. Le day-ahead et l'intraday représentent désormais 31 % des revenus contre 7 % en août dernier, tandis que la capacité aFRR est passée de 88 % du total à environ la moitié.
• La capacité aFRR up a été la principale cause. Elle a été attribuée à 7,35 €/MW/h, en baisse de 27 % sur un mois et à la moitié de son niveau d'août 2025, retirant environ 13,7 k€/MW/an du total.
• Les marchés de l'énergie ont absorbé la capacité libérée. Les spreads day-ahead TB2 ont atteint 176 €/MWh, en hausse de 8 % sur juillet et de 35 % sur août dernier, si bien que les revenus FCR ont chuté d'un tiers malgré un prix FCR quasiment inchangé.
• La météo a offert de meilleures conditions pour les batteries qu'il y a un an — le vent a augmenté de 31 % à 12,6 GW, le solaire de 14 % à 14,8 GW, les spreads se sont élargis de 35 % — et pourtant les revenus ont baissé de 15 %. Le seul changement structurel restant est le volume de capacité de batterie préqualifiée soumissionnée sur l'aFRR.

Les revenus des BESS sans contrainte ont chuté de 7 % sur un mois, et de 15 % sur un an

Les revenus totaux des BESS sont passés sous les 200 k€/MW/an pour la première fois depuis mars. La capacité aFRR représentait encore environ la moitié du total d'août, à 95 k€/MW/an. Mais d'une année sur l'autre, les revenus d'août étaient inférieurs de 15 % à ceux de l'an dernier, lorsque la capacité aFRR représentait 88 % du total.

La concurrence sur les prix est le principal moteur du changement entre l'an dernier et cette année. Les prix de capacité aFRR se sont comprimés alors que les spreads day-ahead se sont élargis, si bien que l'optimiseur retient moins de réserve et négocie plus d'énergie. Le day-ahead et l'intraday représentent désormais 31 % des revenus, contre 7 % en août dernier.

Le FCR a été réalloué vers le day-ahead, tandis que les revenus de la capacité aFRR ont chuté

Le principal facteur ce mois-ci a été la baisse des prix de capacité aFRR — mais la plus grande différence s'est produite sur le FCR.

Le prix moyen du FCR n'a baissé que de 1 % en août, et sur ses six blocs quotidiens, la valeur totale proposée a diminué de 2,9 %. En même temps, ses revenus ont chuté d'un tiers. La raison : les spreads day-ahead se sont élargis et ont commencé à mieux rémunérer, donc la batterie a vendu moins de FCR et négocié plus d'énergie.