Du contrôle de fréquence à la cannibalisation solaire : tous les mécanismes qui créent de la valeur pour les batteries

Résumé exécutif

• La capacité de batteries en Allemagne a dépassé 2 GW à la mi-2025 et pourrait franchir 3 GW d’ici la fin de l’année, faisant du pays le marché du stockage à la croissance la plus rapide d’Europe.
• Les écarts Day-Ahead sont passés de 30 €/MWh en 2019 à 130 €/MWh en 2024, sous l’effet de la cannibalisation solaire qui pousse les prix de la mi-journée en territoire négatif.
• Les revenus des services système diminuent à mesure que la participation des batteries augmente ; la rentabilité se déplace vers le négoce sur le marché de gros.
• Les accords de connexion flexibles peuvent réduire les revenus de 10 à 13 % en raison des limites d’import/export et de rampes, mais permettent un accès plus rapide au réseau.
• Un nouveau produit d’inertie à partir de 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 s’intéresser au stockage batterie en Allemagne ?

L’Allemagne est le plus grand marché électrique européen et le système batterie qui croît le plus vite. La capacité a dépassé 2 GW à la mi-2025 et pourrait franchir 3 GW d’ici la fin de l’année.

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

Comprendre comment ces couches s’empilent permet de savoir où les batteries gagnent de l’argent, comment elles opèrent, et à quelle vitesse le modèle économique bascule des services régulés vers les marchés libres.

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

2. Comment s’articulent les marchés électriques allemands ?

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

• FCR et aFRR rémunèrent le contrôle de fréquence : la base prévisible des services système.
• Day-Ahead et Intraday valorisent le déplacement d’énergie : l’opportunité marchande.
• Redispatch intervient lorsque la congestion du réseau fausse les signaux de prix.

Pour les batteries allemandes, opérer sur les cinq marchés conditionne la valeur à long terme. Les services système ouvrent l’accès. Le négoce de gros détermine la rentabilité. Le redispatch et les règles réseau décident qui peut livrer.

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

Les prix se forment en 96 créneaux de 15 minutes à 12h CET via une seule enchère. Tous les producteurs, consommateurs, stockages et flux d’interconnexion coordonnent leurs horaires et fixent les prix pour équilibrer offre et demande.

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

Avec l’essor du solaire et de l’éolien, l’écart entre les heures les plus chères et les moins chères est passé de 30 €/MWh en 2019 à 130 €/MWh en 2024. Les batteries ciblent ces écarts : elles se chargent aux creux de la mi-journée et se déchargent aux pics du soir.

Selon l’analyse de Modo Energy, les spreads Day-Ahead allemands ont quadruplé entre 2019 et 2024, alors que plus de 100 GW de solaire ont fait plonger les prix de la mi-journée en territoire négatif.

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

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

Le négoce continu se poursuit jusqu’à cinq minutes avant livraison. La liquidité culmine dans la dernière demi-heure, les acteurs clôturant leurs positions pour éviter les pénalités de déséquilibre.

Plus de la moitié des jours de négoce en 2025 ont vu au moins une transaction au-dessus de 1 000 €/MWh. Les opérateurs combinent dispatch physique et arbitrage, revendant leurs positions au gré des prix.

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

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

Quand le réseau ne peut plus transférer 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 quinze fois plus qu’il y a dix ans. Toute unité de plus de 100 kW doit s’y conformer.

L’indemnisation suit la logique de l’hydroélectricité, sans refléter le comportement réel des batteries. Le stockage reste sous-utilisé malgré son potentiel pour réduire les coûts de congestion. Mais la limitation peut perturber les programmes des batteries, créant un risque opérationnel important.

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

L’Allemagne est un pilier de deux grands marchés européens de la fréquence.

FCR : ~3 GW achetés chaque jour sur la zone continentale, dont ~570 MW pour l’Allemagne. Activation totale 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 par leur précision et leur rapidité. Mais la hausse de la participation comprime les marges. Les services système restent la porte d’entrée ; la plus grande valeur se trouve désormais dans l’optimisation sur le marché de gros.

Selon Modo Energy, la qualification batterie allemande 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 peuvent gagner les batteries ?

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

Économie :

• Revenus additionnels : 8 000 à 17 000 €/MW/an en plus des revenus de marché
• Surcoût d’investissement : jusqu’à 5% pour un onduleur grid-forming
• Besoins énergétiques : minimes (0,035 % d’une batterie 1h)

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

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

8. Quel impact des accords de connexion flexibles sur les revenus des batteries en Allemagne ?

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

Trois types de restrictions :

1. Plafonds import/export : Selon le modèle Modo Energy, une batterie 2h de 75 MW mise en service en 2028 perd 13 % de revenus en moyenne.
2. Limites de rampes : Une rampe de 15 minutes réduit les revenus à vie de plus de 10 %. Une rampe de 5 minutes coûte environ 5 %.
3. Restrictions sur les services système : Sans dérogations, les rampes limitent la participation aFRR (il faut atteindre la puissance en 5 minutes).

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

Les FCA deviennent la norme dans les négociations réseau allemandes. Comprendre leur impact sur le dispatch et l’IRR est crucial pour les financeurs.

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

Il n’existe pas de signal de prix localisé. Tous les actifs subissent le même prix de gros. Mais coût et accès varient fortement.

Selon Modo Energy :

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

L’accès réseau est la vraie contrainte. Les développeurs ciblent les GRD les plus rapides, les régions à capacité disponible et l’application des règles de redispatch au stockage.

Les dernières propositions de tarifs de réseau localisés et dynamiques pourraient renforcer les différences régionales dès 2029, mais les batteries construites avant devraient être exemptées.

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

L’Allemagne fait face à un problème solaire : plus de 100 GW de PV, alors que 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 a chuté de 98 % en 2022 à 54 % en 2025.

Pour les développeurs solaires, le solaire marchand devient difficile à financer et les prix de l’EEG baissent.

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

• Co-localiser une batterie permet d’optimiser le CapEx et l’accès réseau. Une batterie verte (qui ne se charge pas sur le réseau) peut souvent éviter la file d’attente de raccordement et obtenir un accès immédiat.
• Mais la configuration 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 nouvelles batteries vertes : via les Appels d’Innovation, la combinaison solaire-stockage conclut un CfD unilatéral qui rend l’IRR attractif.

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

Les revenus des services système étaient le socle du modèle batterie allemand. La saturation et la concurrence poussent désormais vers le multi-marché.

• Les revenus FCR et aFRR chutent avec l’augmentation de la participation. Les marges vont se comprimer rapidement et l’entrée sur le marché ne garantit plus des rendements élevés. Mais un accent sur le négoce de gros, avec des batteries de plus longue durée, promet encore des revenus significatifs.
• Après 2029, de nouveaux frais de réseau impacteront l’IRR des projets. Une fois l’exemption levée, les batteries devront s’acquitter d’un nouveau système de frais de réseau, qui pourrait réduire l’IRR mais renforcer la valeur de localisation 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, pour une mise en œuvre en 2031, ce qui offrirait des revenus plus stables aux batteries. Mais le design du marché et les facteurs de dépréciation restent à définir.

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

1. La croissance de la demande peut décevoir. Beaucoup de prévisions tablent sur une électrification et une demande pilotable accrues, comme l’hydrogène ou les data centers. Si cette croissance tarde, la volatilité (et les spreads) pourraient diminuer.
2. Le gaz reste le prix pivot. Les revenus marchands dépendent des prix de pointe, encore liés au gaz. Si le gaz baisse, les batteries le ressentiront directement.
3. La surcapacité pourrait écraser les opportunités. Si les développeurs accélèrent pour connecter leur batterie avant 2029 et que les déploiements continuent à grande vitesse, la saturation du marché de gros pourrait cannibaliser les revenus des batteries.