Du contrôle de fréquence à la cannibalisation solaire : tous les mécanismes qui déterminent la valeur des batteries

Résumé exécutif

• La capacité des batteries allemandes a dépassé 2 GW à la mi-2025 et pourrait franchir 3 GW d’ici la fin de l’année, faisant de l’Allemagne le marché du stockage à la croissance la plus rapide en Europe.
• Les écarts Day-Ahead se sont élargis de 30 €/MWh en 2019 à 130 €/MWh en 2024, sous l’effet de la cannibalisation solaire qui a poussé les prix de midi en territoire négatif.
• Les revenus annexes se réduisent à mesure que la participation des batteries augmente ; la structure des revenus se déplace vers le trading sur le marché de gros.
• Les accords de raccordement flexibles peuvent réduire les revenus de 10 à 13 % via des limites d’import/export et des restrictions de rampes, mais permettent un accès plus rapide au réseau.
• Un nouveau produit d’inertie dès 2026 offre 8 000 à 17 000 €/MW/an pour les batteries grid-forming, créant l’un des rares signaux de revenus localisés en Allemagne.

1. Pourquoi l’Allemagne doit-elle être sur votre radar pour le stockage par batterie ?

L’Allemagne est le plus grand marché électrique d’Europe et le système de batteries à la croissance la plus rapide. La capacité a dépassé 2 GW à la mi-2025 et pourrait atteindre 3 GW d’ici la fin de l’année. Les niveaux de péage sont plus élevés en Allemagne que dans de nombreux autres pays, permettant d’obtenir de la dette à des taux plus bas pour soutenir ce développement.

C’est aussi l’un des marchés les plus complexes à modéliser. Une seule zone de prix masque d’importants goulets d’étranglement régionaux. Plusieurs couches d’équilibrage se superposent. Ces contraintes réseau ont fait de la gestion de la congestion un événement quotidien.

Comprendre comment ces couches s’imbriquent détermine où les batteries gagnent de l’argent, comment elles négocient et à quelle vitesse le modèle d’affaires bascule des services régulés vers les marchés libres.

Le parc opérationnel BESS allemand a atteint 2,5 GW fin 2025, avec une durée moyenne qui passe de 1,4h à plus de 2h pour les nouveaux projets.

2. Comment les marchés électriques allemands s’imbriquent-ils ?

Une journée unique comprend cinq clôtures de marché : FCR → aFRR → Day-Ahead → Intraday → Redispatch.

• FCR et aFRR rémunèrent le contrôle de fréquence : la base annexe prévisible.
• Day-Ahead et Intraday récompensent le déplacement d’énergie : la marge marchande.
• Le Redispatch intervient quand la congestion du réseau fausse les signaux de prix.

Pour les batteries allemandes, opérer sur ces cinq marchés détermine la valeur à long terme. Les services annexes assurent l’accès. Le trading de gros définit les rendements. Le Redispatch et les règles réseau décident qui peut livrer.

3. Comment fonctionne le marché Day-Ahead en Allemagne ?

Les prix sont fixés en 96 blocs de quinze minutes à 12h00 CET via une seule enchère. Tous les producteurs, consommateurs, stockages et flux interconnecteurs coordonnent leurs programmes et fixent les prix pour équilibrer offre et demande.

​Le Day-Ahead définit le plan d’état de charge que les opérateurs affinent via l’Intraday et les services annexes.

Avec la montée du solaire et de l’éolien, les écarts entre les heures les plus chères et les moins chères sont passés de 30 €/MWh en 2019 à 130 €/MWh en 2024. Les batteries ciblent ces écarts : elles se chargent aux creux de midi et se déchargent aux pics du soir.

Selon l’analyse de Modo Energy, les spreads Day-Ahead allemands ont été multipliés par quatre entre 2019 et 2024, alors que plus de 100 GW de solaire ont fait passer les prix de midi en négatif.

4. Pourquoi le marché Intraday allemand est-il si volatil ?

Après la clôture Day-Ahead, producteurs et consommateurs doivent encore équilibrer offre et demande en temps réel. L’Intraday allemand est le marché le plus liquide d’Europe : plus d’un million de transactions sont conclues chaque jour sur 96 créneaux de livraison.

La négociation continue jusqu’à cinq minutes avant la livraison. La liquidité atteint son pic dans la dernière demi-heure, alors que les acteurs clôturent leurs positions pour éviter les pénalités de déséquilibre.

Plus de la moitié des journées de trading 2025 ont vu au moins une transaction au-dessus de 1 000 €/MWh. Les opérateurs combinent dispatch physique et échanges non physiques, revendant leurs positions au fil des fluctuations de prix.

L’Intraday représente désormais une part majeure des revenus des batteries allemandes, mais la concurrence marchande s’intensifie rapidement.

5. Qu’est-ce que le Redispatch et quel est son impact sur les batteries ?

Lorsque le réseau ne peut pas acheminer l’électricité malgré l’équilibre commercial, Redispatch 2.0 donne aux GRT et GRD le pouvoir de modifier les programmes.

Les coûts de Redispatch en Allemagne ont atteint 2,8 milliards d’euros en 2024, soit une multiplication par quinze en dix ans. Toute unité de plus de 100 kW doit s’y conformer.

L’indemnisation suit la logique de l’hydroélectricité de pompage, reflétant rarement le comportement réel des batteries. Le stockage reste sous-utilisé malgré son potentiel à réduire les coûts de congestion. Mais la limitation de production peut perturber les programmes des batteries, constituant un risque opérationnel important.

6. Comment fonctionnent les revenus FCR et aFRR pour les batteries allemandes ?

L’Allemagne est l’ancre de deux grands marchés européens de la fréquence.

FCR : ~3 GW achetés chaque jour sur la zone continentale, ~570 MW pour l’Allemagne. Activation complète en 30 secondes.

aFRR : ~2 GW de capacité, 400 millions d’euros dépensés par les GRT en 2024. Activation en cinq minutes.

Les batteries dominent sur la précision et la rapidité. Mais l’augmentation de la participation a comprimé les marges. Les services annexes restent la porte d’entrée ; le principal potentiel réside désormais dans l’optimisation sur le marché de gros.

Selon Modo Energy, la qualification des batteries allemandes a atteint ~550 MW en aFRR et ~800 MW en FCR pour ~570 MW achetés.

7. Qu’est-ce que le nouveau marché de l’inertie en Allemagne et combien les batteries peuvent-elles gagner ?

Depuis début 2026, les GRT achètent de l’inertie via un produit à prix fixe, rémunérant uniquement la disponibilité. Les onduleurs grid-forming émulent l’inertie rotative en millisecondes, stabilisant la fréquence.

Économie :

• Surplus de revenus : 8 000 à 17 000 €/MW/an en plus des revenus de marché
• Hausse du CapEx : jusqu’à 5 % pour l’onduleur grid-forming
• Besoins énergétiques : minimes (0,035 % d’une batterie d’1h)

Enjeu : L’Allemagne aura besoin d’environ 30 GW de batteries capables d’inertie d’ici 2027, montant à 72 GW d’ici 2037.

L’emplacement compte : Les GRT peuvent refuser les offres une fois les besoins régionaux couverts. Les meilleures opportunités : nord-ouest (lignes DC éoliennes offshore) et nord de la Bavière (fort solaire, proche des lignes de faille du réseau).

8. Quel est l’impact des Accords de Raccordement Flexibles sur les revenus des batteries en Allemagne ?

Les FCA échangent des droits réseau fermes contre un accès plus rapide. Les revenus baissent lorsque le dispatch est contraint.

Trois types de restrictions :

1. Capacités d’import/export : Selon la modélisation Modo Energy, une batterie de 2h, 75 MW, mise en service en 2028, perd 13 % de ses revenus moyens.
2. Limites de rampes : Une rampe de 15 minutes réduit les revenus de plus de 10 %. Une rampe de 5 minutes coûte environ 5 %.
3. Restrictions annexes : Sans exceptions, les limites de rampes restreignent la participation à l’aFRR (les actifs doivent atteindre la puissance en moins de 5 minutes).

La durée compte : Les batteries d’1h perdent 1,4 point d’IRR en passant de rampes de 5 à 15 minutes. Les batteries de 4h ne perdent que 0,7 point.

Les FCA deviennent la norme dans les négociations réseau en Allemagne. Comprendre leur impact sur le dispatch et l’IRR est essentiel pour les prêteurs.

9. Où faut-il construire une batterie en Allemagne ?

Il n’existe pas de signaux de prix localisés. Chaque actif fait face au même prix de gros. Mais les coûts et l’accès varient fortement.

Selon Modo Energy :

• Frais BKZ : jusqu’à 80 % moins chers dans le nord
• Coût du foncier : jusqu’à 90 % moins cher dans le nord et l’est
• File d’attente de raccordement : plus de 500 GW

L’accès au réseau est la vraie contrainte. Les développeurs se concentrent sur les GRD les plus rapides, les régions avec de la capacité disponible et la façon dont les règles de redispatch traitent le stockage.

Les dernières propositions de frais réseau localisés et dynamiques pourraient accentuer les écarts régionaux dès 2029, mais les batteries mises en service avant cette date devraient être exemptées.

10. Faut-il co-localiser une batterie en Allemagne ?

L’Allemagne a un problème solaire : plus de 100 GW de PV, mais la demande estivale dépasse rarement 60 GW. Les jours ensoleillés, le réseau est saturé, les prix Day-Ahead s’effondrent et le taux de capture solaire est passé de 98 % en 2022 à 54 % en 2025.

Pour les développeurs solaires, le solaire marchand devient de plus en plus difficile à financer, et les prix d’exercice des subventions EEG baissent.

La solution, ce sont les batteries. La co-localisation est la voie la plus rapide pour les déployer.

• Co-localiser une batterie offre des avantages pour le CapEx et l’accès réseau. Une batterie verte (qui ne se charge pas sur le réseau) peut souvent éviter la file de raccordement et obtenir un accès immédiat.
• Mais l’installation compte : les batteries vertes sont très limitées dans leur fonctionnement, ce qui réduit leur IRR par rapport à une batterie grise qui peut se charger sur le réseau.
• Une subvention existe pour les batteries vertes neuves : dans le cadre des Appels d’Offres Innovation, la combinaison solaire-stockage bénéficie d’un CfD unilatéral qui rend l’IRR attractif pour l’investissement.

11. Quelles perspectives pour les revenus des batteries en Allemagne ?

Les revenus annexes constituaient autrefois la base du modèle économique des batteries allemandes. La saturation et la concurrence poussent désormais vers le multi-marché.

• Les rendements FCR et aFRR baissent à mesure que la participation des batteries augmente. Les marges vont rapidement se comprimer, et l’entrée sur ces marchés n’assure plus de forts rendements. Mais un accent plus fort sur le trading de gros, avec des batteries de plus longue durée, promet encore des revenus significatifs.
• Après 2029, de nouveaux frais réseau façonneront l’IRR des projets. Lorsque l’exemption prendra fin, les batteries devront s’adapter à un nouveau système de frais qui pourrait réduire l’IRR, mais augmenter la valeur localisée et ajouter une couche de complexité à la modélisation.
• Un mécanisme de capacité pourrait rééquilibrer la donne. L’Allemagne prévoit de finaliser un marché de capacité d’ici 2027, avec une livraison en 2031, ce qui renforcerait la prévisibilité des revenus pour les batteries. Mais la conception exacte du marché et les éventuels facteurs de dépréciation restent à définir.

Tous les scénarios de revenus comportent trois grands risques à intégrer dans les prévisions :

1. La croissance de la demande pourrait décevoir. Beaucoup de prévisions tablent sur une électrification croissante et une demande pilotable, comme l’hydrogène ou les data centers. Si cette croissance ralentit, la volatilité (et les spreads) pourraient se réduire.
2. Le gaz reste le prix de référence. Les revenus marchands dépendent des prix de pointe, qui suivent encore le gaz. Si le gaz baisse, les batteries en ressentiront directement l’impact.
3. La surcapacité pourrait écraser les opportunités. Si les développeurs tentent de raccorder leurs batteries avant 2029 et que le rythme de déploiement reste effréné, la saturation du marché de gros pourrait cannibaliser les revenus des batteries.