Les revenus des batteries en Allemagne comptent parmi les plus élevés d’Europe. Les écarts sur le marché du lendemain sont profonds. Les marchés intrajournaliers sont volatils. Les services auxiliaires restent très rémunérateurs. Et de nouveaux revenus garantis se profilent à l’horizon.
Alors, pourquoi si peu de batteries sont-elles construites ?
Le marché allemand est volontairement complexe, avec quatre gestionnaires de réseau de transport (TSO), 900 gestionnaires de réseau de distribution (DSO), et un labyrinthe de règles de raccordement, de permis et de tarifs de réseau selon la localisation. Ajoutez à cela une incertitude réglementaire, et le capital reste prudent.
Dans cet article, nous expliquons où se font les profits aujourd’hui, pourquoi l’Allemagne a besoin de plus de batteries, et pourquoi il est difficile de débloquer les investissements.
L’opportunité : un marché marchand de référence avec des revenus fixes à venir
D’ici 2045, 85 % de la capacité énergétique allemande devrait être renouvelable. La transition énergétique a ouvert deux grandes sources de revenus pour les batteries :
Trading marchand : sur les marchés du lendemain et intrajournaliers
Services auxiliaires : réserve primaire de réglage de fréquence (FCR) et réserve automatique de restauration de fréquence (aFRR).
L’optimisation croisée entre trading marchand et services auxiliaires a déjà permis d’atteindre des revenus allant jusqu’à 200 000 €/MW/an en 2024, selon les backtests de Modo Energy.
Aujourd’hui, les revenus sont principalement marchands. Mais les paiements pour l’inertie débuteront en 2026 – et un marché national de capacité pourrait apporter plus de revenus fixes dès 2028.
Voyons d’abord comment les batteries gagnent de l’argent actuellement.
Panorama des revenus actuels : comment les batteries allemandes génèrent-elles des profits ?
Marché du lendemain : plus de solaire = écarts plus importants
L’Allemagne dispose de plus de 100 GW de solaire – pour seulement 80 GW de demande de pointe.
Les prix s’effondrent à mesure que le solaire augmente, devenant souvent négatifs à la mi-journée.
Quand le solaire décline, le gaz prend le relais – surtout avec la fermeture progressive du charbon (30 GW) et l’arrêt du nucléaire depuis 2023.
Les pics de prix en soirée restent élevés, notamment lors de Dunkelflaute (faible production renouvelable, forte demande résiduelle).
Cette variabilité génère les écarts sur le marché du lendemain les plus larges d’Europe.
Les écarts TBn mesurent la différence entre les ‘n’ meilleures et ‘n’ moins bonnes heures de chaque journée.
L’ampleur du solaire génère des périodes de prix bas plus longues et plus profondes à la mi-journée – ouvrant de nouvelles opportunités de trading multi-heures.
Les batteries de longue durée ne sont pas encore arrivées – mais les signaux de prix sont clairs pour les développeurs prêts à prendre le risque CAPEX.
Intrajournalier : l’erreur de prévision accroît la volatilité
Le marché continu intrajournalier allemand permet de trader jusqu’à 5 minutes avant livraison, par blocs de 15 minutes.
Sans mécanisme central d’équilibrage en Allemagne, les participants doivent s’ajuster eux-mêmes sur l’intrajournalier pour éviter les pénalités de déséquilibre.
En été, les erreurs de prévision solaire accroissent la volatilité des prix.
Les batteries en profitent – elles changent de position plusieurs fois pendant la fenêtre de trading intrajournalier.
À mesure que plus de batteries accèdent au marché intrajournalier, seuls les opérateurs disposant des meilleurs algorithmes et outils de prévision garderont une longueur d’avance.
Services auxiliaires : des rendements solides – mais des signes de saturation apparaissent
Les services auxiliaires représentent encore plus de 50 % des revenus. Mais le prix dépend désormais du moment où les batteries basculent entre marchand et réserve, et plus seulement du besoin système.
Le tableau présente les deux marchés de réponse en fréquence sur lesquels les batteries s’échangent.
FCR : les batteries fixent le prix plancher
L’offre de batteries dépasse déjà la demande FCR (~800 MW préqualifiés contre ~570 MW achetés).
Les prix restent élevés en été, car les batteries évitent la FCR et utilisent toute leur disponibilité pour profiter des écarts profonds sur le marché de gros.
En hiver, davantage de batteries reviennent sur la FCR et les prix s’adoucissent.
aFRR : toujours rémunérateur – mais suit la même tendance
L’aFRR offre plus de marge (~330 MW préqualifiés contre ~2 GW achetés) – mais des dynamiques de bascule sont déjà visibles.
Les prix aFRR négatifs suivent la même tendance saisonnière que la FCR.
Les prix aFRR positifs suivent également le coût d’opportunité des batteries.
- Les prix baissent à la mi-journée, les batteries pouvant engranger des revenus en chargeant à prix négatif sur le marché de gros, puis en se déchargeant sur l’aFRR (captant l’écart).
- Les prix montent plus tard, à mesure que les prix de gros culminent, que les opportunités de décharge s’améliorent et que le niveau de charge devient contraignant.
Chaque MW de stockage construit accroît la concurrence sur tous les marchés.
À mesure que le parc croît, la formation des prix sur la FCR et l’aFRR convergera vers le coût d’opportunité – récompensant les opérateurs capables de déplacer leur capacité le plus efficacement.
Comment les batteries optimisent leurs revenus entre marchés
En Allemagne, les batteries ne se contentent pas d’une seule stratégie de revenus.
Les opérateurs arbitrent entre écarts, prix des services auxiliaires, niveau de charge et dégradation pour maximiser leur marge.
Le séquençage est la clé
La réussite dépend non seulement des prix de marché, mais aussi de la capacité à enchaîner correctement les positions sur des marchés qui se recoupent.
Une journée type pourrait ressembler à ceci :
Avec davantage de batteries à l’affût des mêmes signaux, l’art de l’optimisation devient le principal facteur différenciant.
Revenus fixes à venir : pour quand ?
Le cas marchand est solide – mais le capital reste prudent. Sans revenus fixes, les projets supportent des coûts de capital plus élevés et un effet de levier limité.
Deux mécanismes de stabilisation des revenus émergent.
Paiements pour l’inertie : un nouveau flux de revenus contractuels pour les batteries « grid-forming »
À partir de 2026, les TSO contracteront l’inertie via des accords pluriannuels.
Les batteries répondant aux normes « grid-forming » – et assurant 90 % de disponibilité – pourront accéder à des paiements premium.
La plupart des fabricants proposent désormais cette capacité pour un surcoût CAPEX marginal, ce qui en fait une mise à niveau peu coûteuse pour sécuriser des revenus contractuels à long terme.
La valeur totale reste modeste – mais pour les prêteurs, les revenus fixes améliorent la bancabilité.
Marché de capacité : plus significatif, mais la structure reste incertaine
L’Allemagne conçoit actuellement un marché national de capacité pour garantir l’approvisionnement à mesure que le charbon et le nucléaire disparaissent.
En attendant, jusqu’à 20 GW de nouvelles centrales à gaz pourraient être achetées – avec un soutien public. Les risques :
- Moins de prix de rareté, et des écarts marchands plus étroits.
- Batteries reléguées aux marchés auxiliaires
- Flux de capitaux détournés vers le gaz, limitant le déploiement du stockage et augmentant les coûts système à long terme.
La conception du marché de capacité sera décisive pour le stockage par batteries (BESS) :
Si bien conçu : le stockage pourra sécuriser des revenus stables à long terme, soutenir l’adéquation du système et attirer des financements par dette.
Si mal conçu : le gaz pourrait dominer les paiements de capacité grâce à un « de-rating » favorable, enfermant les consommateurs dans des coûts plus élevés.
Pourquoi le système a besoin de plus de BESS – et ne peut pas attendre
Le besoin de flexibilité de l’Allemagne grandit avec la montée des renouvelables
La flexibilité actuelle aide – mais ses limites sont claires :
Le gaz et le charbon sécurisent l’approvisionnement, mais ne réduisent pas les émissions de carbone.
Aucune de ces solutions ne réduit pleinement les coûts système ni ne soutient la décarbonation comme le stockage batterie.
Une étude Frontier Economics de 2024 estime qu’un BESS à grande échelle pourrait :
- Économiser 12 milliards d’euros de coûts système d’ici 2050
- Réduire de 6,2 MtCO₂ d’ici 2030
- Remplacer jusqu’à 9 GW de nouvelles centrales à gaz
Goulots d’étranglement à l’investissement : pourquoi le capital ne bouge-t-il pas (encore) ?
Le besoin système est évident. Les revenus sont élevés. Les revenus fixes arrivent – mais le déploiement reste lent.
Pourquoi ?
Le marché allemand est complexe par construction :
- Quatre TSO aux règles de raccordement et de préqualification différentes
- Plus de 900 DSO avec des processus de permis fragmentés
- File d’attente de raccordement saturée avec des dates non garanties et une capacité limitée
- Frais de raccordement BKZ jusqu’à 100 000 €/MW, avec une incertitude juridique persistante – ce qui accroît le risque sur le choix du site.
Résultat : un système bureaucratique qui oblige les investisseurs à naviguer entre les couches de risques réglementaires.
Mais ceux qui sauront s’y retrouver seront largement gagnants.
L’Allemagne d’aujourd’hui rappelle la Grande-Bretagne de 2019 – lorsque les batteries marchandes commençaient à prouver leur valeur. Ceux qui attendent des conditions parfaites verront d’autres engranger des rendements à deux chiffres.
