Une batterie de deux heures sans contrainte en Allemagne aurait pu générer 215 000 €/MW/an en septembre 2026. C'est 12% de plus qu'en août, car les écarts day-ahead en septembre étaient les plus larges depuis la crise énergétique de 2022.

Mais la même batterie aurait pu gagner 351 000 €/MW/an en septembre 2025. Les revenus ont chuté de 39% en un an, même si les écarts sous-jacents étaient bien plus larges cette année.

Deux facteurs expliquent cet écart. Les prix du gaz ont plus que doublé, ce qui a fait grimper les prix de l'électricité le soir et élargi les spreads. Dans le même temps, les marchés de réserve qui constituaient la majeure partie des revenus l'an dernier commencent à être saturés par les batteries. Les spreads plus larges ont apporté des revenus supplémentaires, mais insuffisants pour compenser la baisse des prix de réserve.

Points clés à retenir

• Les prix du gaz ont déterminé les revenus le mois dernier, expliquant l'essentiel de la hausse mensuelle. Le TTF a atteint en moyenne 76 €/MWh en septembre, contre environ 33 €/MWh un an plus tôt. Cela a quasiment doublé le coût du combustible des centrales à gaz fixant le prix du soir en Allemagne.
• L'écart TB2 day-ahead a atteint en moyenne 220 €/MWh, le plus large depuis 2022. Une stratégie purement de trading énergétique aurait pu générer environ 148 000 €/MW/an, soit près de 20% de plus qu'il y a un an.
• Deux semaines sans vent ont créé une tension sur le système avec une charge nette élevée à couvrir par le gaz, et les prix du soir durant ces semaines ont atteint en moyenne 261 €/MWh.
• Bien que la capacité aFRR ait encore apporté la plus grande part du stack à 116 000 €/MW/an, sa domination par rapport à l'an dernier a diminué.
• D'un mois sur l'autre, les prix aFRR up ont rebondi de 66% à 12,2 €/MW/h, ce qui a porté la hausse de septembre. Mais ils restent environ 50% en dessous de l'an dernier.

Des prix du gaz élevés ont élargi les spreads, mais la réserve moins chère a réduit les revenus par rapport à l'an dernier

En septembre dernier, la capacité aFRR représentait 94% de ce que la batterie aurait pu gagner. Le trading énergétique était moins rentable et n'était utilisé que pour la gestion de l'état de charge, à hauteur de 5% du stack.

Ce mois de septembre est très différent. La capacité aFRR est tombée à 54% du total, et le day-ahead plus l'intraday sont montés à 30%. La FCR a ajouté 16% supplémentaires. La batterie tire désormais des revenus de plus de sources, mais moins au total. L'aFRR domine encore – la saturation n'est pas encore totale. Mais la prime liée à la participation aux marchés auxiliaires a diminué.

Ce sont les revenus auxiliaires, et non le day-ahead, qui ont porté la hausse depuis août

Par rapport à août, la batterie aurait pu gagner 24 000 €/MW/an de plus. La capacité aFRR a ajouté 20 000 €/MW/an, presque entièrement grâce au produit upward. L'intraday a ajouté 6 800 €/MW/an et la FCR 2 300 €/MW/an.

Les revenus day-ahead ont à peine bougé, même si les spreads se sont élargis. Les prix aFRR augmentent en même temps que leur coût d'opportunité sur le marché day-ahead, incitant à continuer de placer de la capacité sur les marchés auxiliaires.