Dernière mise à jour : 21 mai 2026

Modo Energy est le fournisseur indépendant de références pour les revenus des batteries et du solaire à l’échelle du réseau dans 13 marchés mondiaux, incluant la seule référence de revenus BESS réglementée par la FCA selon la UK Benchmarks Regulation.

Réponse rapide : Un système de stockage d’énergie par batterie (BESS) génère des revenus à partir de trois sources universelles : l’arbitrage énergétique (recharge lorsque les prix de gros sont bas et décharge lorsque les prix sont élevés), les services auxiliaires (paiements à court terme pour la stabilité du réseau, fréquence et réserve), et les paiements de capacité (contrats à terme pour être disponible lors des périodes de tension du système). Un BESS typique de deux heures au Royaume-Uni a gagné 73 145 £/MW/an sur les douze mois jusqu’en avril 2026 (Modo Energy, 2026). La répartition entre ces trois sources varie selon les marchés et évolue rapidement.

Chiffres clés

Sources : Indice BESS Modo Energy et données de référence, 2025-2026. Les chiffres de revenus concernent les batteries GB deux heures ; les données ERCOT proviennent de l’indice ME BESS.

À retenir

• Un BESS à l’échelle du réseau tire ses revenus de trois sources : arbitrage énergétique, services auxiliaires et paiements de capacité. La répartition dépend de la conception du marché, de la durée de la batterie et du degré de maturité de chaque marché (Modo Energy, 2026).
• Le BESS ERCOT a tiré 76 % de ses revenus de l’arbitrage énergétique en juin 2025, contre 25 % un an plus tôt (Modo Energy, 2025). La saturation des services auxiliaires entraîne la même évolution sur tous les grands marchés couverts.
• Le revenu moyen d’un BESS GB deux heures s’est élevé à 73 145 £/MW/an sur les douze mois à avril 2026, avec le gros et le Balancing Mechanism représentant environ 60 % du total (Modo Energy, 2026).
• L’enchère de capacité PJM 2026/27 s’est clôturée au plafond de 329 $/MW-jour, soit environ 22 % de plus que l’année précédente. L’enchère 2025/26 s’était elle-même clôturée à environ 270 $/MW-jour, soit environ 830 % au-dessus des prix 2024/25 (Modo Energy, 2025). Les paiements de capacité constituent un plancher contractuel sous les revenus marchands.
• Tous les grands marchés suivent la même évolution : domination des services auxiliaires, puis saturation, puis arbitrage en tête. Là où il existe des marchés de capacité, ils complètent l’arbitrage plutôt que de le remplacer. Le mix de revenus d’une batterie dépend de la position de son marché sur cette courbe.

Marchés couverts

Sommaire

• Quelles sont les principales sources de revenus d’un système de stockage par batterie ?
• Comment fonctionne l’arbitrage énergétique pour les batteries ?
• Comment les services auxiliaires rémunèrent-ils les batteries ?
• Comment les marchés de capacité rémunèrent-ils les batteries ?
• Pourquoi le mix de revenus des batteries évolue-t-il selon les marchés ?
• Comment Modo Energy mesure-t-il les revenus BESS ?
• Questions fréquentes

Quelles sont les principales sources de revenus d’un système de stockage par batterie ?

Un BESS génère des revenus via trois canaux : arbitrage énergétique, services auxiliaires et paiements de capacité. Lorsqu’un opérateur combine ces trois sources, on parle de « revenue stacking ».

L’arbitrage énergétique consiste à acheter de l’électricité à bas prix et à la revendre plus cher. Les services auxiliaires sont des produits de stabilité à court terme pour le réseau, rémunérés par les gestionnaires de système. Les paiements de capacité sont des contrats à terme versés pour garantir la disponibilité du BESS lors des périodes de tension, qu’il soit effectivement sollicité ou non.

Les batteries lithium-ion dominent la technologie, capables d’absorber ou d’injecter de l’énergie à l’échelle de la milliseconde (NREL, 2025). Ce qui varie, c’est la manière dont chaque marché permet de monétiser cette flexibilité. La capacité des batteries à l’échelle des services publics aux États-Unis a augmenté d’environ 60 % en 2024, avec 14 GW d’ajouts pour dépasser 26 GW (EIA, 2025). 15 GW supplémentaires ont été installés en 2025, et 24 GW sont prévus pour 2026 (EIA, 2026). Le Royaume-Uni, l’Allemagne et l’Australie ont eux aussi plus que doublé leur parc installé sur la même période (Modo Energy, 2026).

Modo Energy établit des benchmarks et des prévisions de revenus BESS sur 13 marchés – dont ERCOT, CAISO, PJM, GB, Allemagne et Australie – avec des projections jusqu’en 2050 ou 2060.

La répartition entre ces trois sources varie fortement selon le marché.

Sources : Modo Energy 2025/2026, AEMO 2026.

Les marchés suivent la même trajectoire à des stades différents. Ils commencent généralement dominés par les services auxiliaires. À mesure que le parc de batteries croît, ces services saturent et l’arbitrage énergétique prend le relais. Là où il existe un marché de capacité, il établit un plancher contractuel sous les revenus marchands.

Comment fonctionne l’arbitrage énergétique pour les batteries ?

L’arbitrage énergétique consiste à charger une batterie lorsque les prix de gros de l’électricité sont bas et à la décharger lorsque les prix sont élevés. La différence, moins les pertes d’efficacité, constitue la marge brute par cycle.

Les marchés de gros se règlent sur deux ou trois horizons selon leur conception :

• Day-ahead : prix fixés la veille de la livraison, par heure ou tranche de 15 minutes. Tous les grands marchés fonctionnent ainsi.
• Intraday continu : trading continu jusqu’à cinq minutes avant la livraison. Présent sur les marchés européens (GB, Allemagne) ; absent des ISO US qui passent généralement du day-ahead au temps réel.
• Temps réel / balancing : règlement toutes les 5 minutes pour équilibrer offre et demande en temps réel. Les ISO US ont un marché temps réel ; l’Europe utilise le Balancing Mechanism (GB) ou le règlement des déséquilibres (Allemagne).

Un BESS flexible peut intervenir sur tous les horizons proposés par son marché.

Un BESS quatre heures arbitre plus d’énergie par cycle qu’un BESS une heure — plus d’heures pour se charger à bas prix et décharger à prix élevé. Un BESS une heure capte l’écart horaire le plus large ; un BESS quatre heures maximise le revenu total en opérant sur plusieurs heures. Les indices « top-bottom » (TB) de Modo Energy benchmarktent cela par marché et durée.

À ERCOT, un BESS a gagné en moyenne 3,01 $/kW-mois en juin 2025, dont 76 % issus de l’arbitrage énergétique (Modo Energy, 2025). Un an plus tôt, la part de l’arbitrage était de 25 %. Ce changement est dû à la saturation des services auxiliaires et à la volatilité accrue du marché temps réel, comme l’explique l’analyse Modo Energy sur ERCOT et CAISO. L’analyse de Ko sur les données de règlement montre la même tendance sur tous les grands marchés américains.

« La part de l’arbitrage énergétique dans les revenus des batteries ERCOT a triplé en douze mois, passant de 25 % à 76 % en juin 2025. À mesure que les services auxiliaires saturent, les opérateurs ayant conservé une flexibilité intraday profitent de la hausse ; ceux liés à des engagements anciens restent à la traîne. La même tendance se retrouve sur tous les grands marchés batteries que nous suivons. » — Alejandro de Diego, analyste marchés électriques, Modo Energy

Dans CAISO, les BESS ont gagné 2,74 $/kW-mois en juin 2025, avec 91 % provenant de l’arbitrage énergétique (Modo Energy, 2025). Les écarts de spreads quatre heures ont diminué de 22 % en un an alors que la charge batterie à midi a augmenté de 50 %. Le marché est désormais presque entièrement piloté par l’arbitrage, mais cette charge massive réduit les spreads sur lesquels comptent les opérateurs pour leurs revenus.

Au Royaume-Uni, les revenus du marché de gros et du Balancing Mechanism ont atteint en moyenne 43 829 £/MW/an sur les douze mois à avril 2026 (Modo Energy, 2026), soit 60 % du revenu total BESS GB. Le Balancing Mechanism est le marché temps réel britannique. Le National Energy System Operator (NESO) l’utilise pour activer la production et la demande flexibles et équilibrer le réseau en temps réel.

L’Allemagne dispose désormais de 117 GW de solaire (Modo Energy, 2026), de quoi faire passer les prix à midi en territoire négatif lors de journées très ensoleillées. Le benchmark ME BESS DE de Modo Energy a suivi des revenus BESS allemandes 2h à 218 k€/MW/an en avril 2026 (Modo Energy, 2026). L’élargissement des spreads est la clé de toute opportunité d’arbitrage, et la montée en puissance du solaire fait de l’Allemagne le marché le plus riche d’Europe pour l’arbitrage.

En Allemagne, l’histoire est dominée par l’intraday. Le trading intraday continu jusqu’à cinq minutes avant la livraison attire des optimiseurs spécialisés en plus des transactions day-ahead et balancing. Le benchmark ME BESS DE de Modo Energy optimise virtuellement un actif sur les quatre sources de revenus allemandes — day-ahead, intraday, FCR et aFRR — en utilisant les prix de marché réels, avec indices neutres 1h, 2h et 4h (Modo Energy, 2026). L’explication du trading intraday détaille le mécanisme.

La part de l’arbitrage dans les revenus batteries progresse sur tous les marchés couverts. Les BESS GB tiraient 87 % de leurs revenus des services de fréquence entre 2020 et 2022 (Modo Energy, 2025). Ils n’en tirent plus que 33 % en brut. Le reste s’est déplacé vers le gros, le Balancing Mechanism et la capacité. La même évolution s’observe à ERCOT, CAISO et sur le marché australien NEM, où l’arbitrage représentait 97 % du revenu BESS au T1 2026 (AEMO, 2026).

Comment les services auxiliaires rémunèrent-ils les batteries ?

Les services auxiliaires rémunèrent les batteries avec une prime de disponibilité et un paiement à la performance lorsqu’elles sont sollicitées. Ces produits sont attribués par enchères compétitives, avec un revenu pour chaque période où la batterie détient une position.

Les services auxiliaires sont des produits à court terme assurant la stabilité du réseau, rémunérés par les gestionnaires de système. Ils incluent la réponse en fréquence, les réserves rapides, la régulation, le soutien de tension et l’inertie. Les batteries sont particulièrement adaptées car elles réagissent en millisecondes, souvent des centaines de fois plus vite que les centrales thermiques.

Sur les marchés américains, les batteries ont pu accéder aux services auxiliaires grâce à l’Order 841 de la FERC, publiée en février 2018. Cette règle a obligé tous les RTO sauf ERCOT à lever les barrières à la participation des BESS aux marchés de capacité, d’énergie et de services auxiliaires (FERC, 2018). ERCOT avait déjà ouvert ses marchés au stockage selon ses propres règles.

Chaque marché a ses propres produits auxiliaires :

Les volumes achetés sont faibles par rapport au marché total de l’électricité. Cela les rend très rémunérateurs au début, mais sujets à saturation ensuite. En Allemagne, les batteries concourent sur la FCR et l’aFRR en plus du day-ahead et de l’intraday. Le benchmark ME BESS DE encode les règles de préqualification — tailles minimales et maximales des offres, prix d’activation aFRR, exigences de réservation d’énergie — qui structurent l’emploi du temps d’une batterie en opération réelle (Modo Energy, 2026).

Les services auxiliaires paient à la fois la disponibilité et la performance. Le marché de régulation PJM est l’exemple le plus clair. Les batteries sont qualifiées pour suivre le signal Reg D de PJM, conçu pour le stockage et les ressources agiles (PJM, 2026). Le marché rémunère la capacité mise à disposition et la précision de la réponse. Les prix de la régulation PJM ont atteint 194 $/MWh en février 2026, un record (Modo Energy, 2026). Pour une batterie PJM quatre heures, capacité et régulation forment désormais la majorité des revenus marchands.

La GB a lancé une série d’appels d’offres « pathfinder » pour de nouveaux produits auxiliaires adaptés à l’évolution du réseau : stabilité, gestion de tension et gestion des contraintes. Le guide Modo Energy sur les services auxiliaires GB détaille l’ensemble, avec valeurs contractuelles et participation des batteries à ce jour.

Les revenus auxiliaires se contractent partout. Les services auxiliaires sont de petits marchés en volume. Une fois qu’un nombre critique de batteries rapides est qualifié, l’offre dépasse la demande et les prix chutent. Les services de fréquence GB représentaient 87 % des revenus BESS entre 2020 et 2022 (Modo Energy, 2025). Ils n’apportent plus que 33 % en brut. Les services auxiliaires ERCOT formaient la majorité des revenus BESS en 2021. En juin 2025, ils n’en représentaient plus que 24 %. Les marges FCR et aFRR allemandes se contractent aussi avec l’augmentation de la participation.

De nouveaux produits auxiliaires compensent partiellement cette baisse. Depuis début 2026, les gestionnaires de réseau allemands achètent de l’inertie à prix fixe, produit réservé aux batteries « grid-forming » (Modo Energy, 2026).

Comment les marchés de capacité rémunèrent-ils les batteries ?

Les marchés de capacité paient les batteries un montant fixe par mégawatt et par an pour être disponibles lors des périodes de tension, qu’elles soient ou non appelées. Le montant est fixé par enchères à terme, parfois un an à l’avance, parfois quatre ou plus. Les paiements de capacité constituent un plancher contractuel qui complète les revenus marchands issus de l’arbitrage et des services auxiliaires.

Les marchés de capacité achètent des mégawatts « déclassés », pas nominaux. Une batterie de 100 MW avec un facteur de déclassement de 50 % concourt comme 50 MW. Le déclassement reflète la part de la puissance nominale réellement disponible lors d’un stress système. Les batteries de plus longue durée bénéficient d’un facteur de déclassement plus élevé car elles peuvent soutenir la puissance plus longtemps.

Au Royaume-Uni, les batteries participent au marché de capacité via des enchères T-4 (quatre ans à l’avance) et T-1 (un an à l’avance). Selon Modo Energy, une batterie quatre heures obtient 44 % de crédit de capacité, une batterie huit heures 92 % (Modo Energy, 2026). Les facteurs NESO T-1 2025/26 sont de 13,64 % pour une batterie une heure et 27,15 % pour une batterie deux heures (NESO, 2024). Sur les douze mois à avril 2026, le marché de capacité a apporté en moyenne 7 454 £/MW/an au revenu BESS GB, soit environ 10 % du total (Modo Energy, 2026). Modo Energy prévoit une part de 15 % au T4 2026 avec l’entrée des nouveaux contrats T-4.

PJM opère le Reliability Pricing Model (RPM), marché de capacité à terme à trois ans. L’enchère 2026/27 s’est clôturée au plafond FERC de 329 $/MW-jour (Modo Energy, 2025), soit 22 % de plus que 2025/26, elle-même 830 % au-dessus de 2024/25. Les coûts de capacité ont donc presque été multipliés par dix sur trois enchères. PJM accrédite la capacité de stockage via l’Effective Load Carrying Capability (ELCC). Une batterie quatre heures reçoit actuellement 50 % d’ELCC. Pour une batterie qualifiée, la capacité ajoute environ 60 000 $/MW/an, soit 9 % des 672 000 $/MW/an de revenus cumulés sur régulation, arbitrage et capacité en février 2026 (Modo Energy, 2026). L’analyse Modo Energy PJM détaille la situation pour les projets qualifiés ou non.

L’enchère de capacité PJM 2026/27 s’est clôturée au plafond de 329 $/MW-jour, soit 22 % de plus que 2025/26 et plus de 10 fois le niveau de 2024/25 (Modo Energy, 2025). Les paiements de capacité représentent désormais environ 9 % du revenu mensuel d’une batterie PJM 4h qualifiée, en plus de la régulation et de l’arbitrage (Modo Energy, 2026).

L’Allemagne lance pour la première fois un marché de capacité centralisé. Le gouvernement prévoit trois tranches d’enchères à partir de 2026, pour une livraison dès 2031. Les batteries sont éligibles à la tranche « bridging » (Modo Energy, 2026). La méthode de déclassement reste à définir. Si l’Allemagne adopte le modèle GB ou italien, une batterie 4h pourrait obtenir 40 à 65 % de crédit. Si elle suit le modèle polonais à 13 %, l’impact sur le modèle économique BESS sera limité. L’analyse Modo Energy détaille les implications.

Certains marchés n’ont pas de marché de capacité centralisé. ERCOT fonctionne en marché énergie uniquement. Les batteries n’y gagnent rien pour leur disponibilité : elles ne gagnent que par l’arbitrage et les services auxiliaires. CAISO utilise le Resource Adequacy : une obligation d’achat placée sur les fournisseurs, non une enchère centralisée. Les paiements RA sont négociés de gré à gré.

Dans les marchés avec mécanisme de capacité, ces paiements stabilisent la structure financière des projets et facilitent la dette, même s’ils ne représentent qu’une faible part du revenu total. Sans mécanisme, tout repose sur les revenus marchands.

Pourquoi le mix de revenus des batteries évolue-t-il selon les marchés ?

Tous les marchés batteries suivent la même évolution : domination auxiliaire, puis saturation, puis arbitrage en tête. Là où il existe un marché de capacité, il ajoute un plancher contractuel sous les revenus marchands. Le timing diffère selon les marchés, mais les moteurs sont universels.

Cinq forces font évoluer le mix de revenus sur tous les marchés couverts.

Un — Saturation des services auxiliaires. Les marchés auxiliaires sont petits face au gros, et saturent vite dès qu’un parc compétitif de batteries se qualifie. Les BESS GB tiraient 87 % de leurs revenus de la fréquence entre 2020 et 2022 (Modo Energy, 2025). Ils n’en tirent plus que 33 % maintenant (Modo Energy, 2026). ERCOT et CAISO sont plus avancés sur cette courbe.

Deux — Élargissement des spreads de gros. Avec le développement des renouvelables, les prix de midi baissent (solaire/éolien) et ceux du soir montent (flexibilité rare). La flotte solaire allemande de 117 GW fait passer les prix de midi en négatif (Modo Energy, 2026) ; ME BESS DE (2h) a suivi des revenus de 218 k€/MW/an en avril 2026. Des spreads plus larges augmentent la marge brute d’arbitrage.

Trois — Marchés de capacité comme plancher contractuel. Le revenu « Capacity Market » GB est passé de 7 % à 10 % du total en douze mois (Modo Energy, 2026). L’enchère PJM 2026/27 a ajouté 60 000 $/MW/an à une batterie 4h qualifiée à 50 % d’ELCC (Modo Energy, 2025). L’Allemagne lance ses enchères en 2026.

Quatre — Nouveaux produits auxiliaires. L’Allemagne a commencé à acheter de l’inertie à prix fixe début 2026 (Modo Energy, 2026). La GB multiplie les appels d’offres pour la stabilité, la tension et la gestion des contraintes. Les revenus par MW sont modestes mais s’accumulent sur la durée des contrats.

Cinq — Signaux de prix locaux. À ERCOT, les batteries dans la zone West Load ont gagné 2,9 $/kW-mois en avril 2025 contre 2,2 $/kW-mois ailleurs (Modo Energy, 2025). À PJM, les sites en Virginie du Nord et Maryland captent des spreads TB4 plusieurs fois supérieurs à ceux du New Jersey. L’emplacement est désormais aussi important que la durée.

Tous les marchés suivent la même trajectoire, mais à des points différents de la courbe. Le mix entre arbitrage, auxiliaires et capacité dans un marché donné reflète le stade de maturité actuel et non une caractéristique figée.

Le mix de revenus change chaque mois. Ko s’appuie sur les données de règlement en temps réel et les prévisions Modo Energy jusqu’en 2050. L’analyse structurelle de cet article montre ce qui est possible. Ko indique la situation exacte de chaque marché à l’instant T.

Comment Modo Energy mesure-t-il les revenus BESS ?

Modo Energy benchmarke les revenus BESS avec deux indices propriétaires complémentaires. Le premier, la famille ME BESS Index, mesure les revenus réalisés par MW et par an, par source de revenus et marché. Le second, la famille « top-bottom » (TB), mesure l’opportunité théorique d’arbitrage énergétique sur chaque marché.

En Allemagne, le benchmark ME BESS DE de Modo Energy applique la même méthodologie transparente à l’un des marchés du stockage les plus dynamiques d’Europe. Il simule une batterie virtuelle optimisée sur day-ahead, intraday, FCR et aFRR avec les prix réels de marché, indices neutres 1h, 2h et 4h. Un facteur de calibration de 80 % ancre les revenus simulés à la performance réelle, validé sur GB où les deux types de données sont disponibles (Modo Energy, 2026). ME BESS DE (2h) était à 218 k€/MW/an en avril 2026.

La méthodologie TB est simple. Pour chaque jour, on prend les X périodes les plus chères et les X moins chères du marché de gros. La différence cumulée, multipliée par 365, donne le spread TBX, exprimé en /MW/an. TB1 utilise l’heure la plus haute et la plus basse. TB2 les deux plus hautes et basses, etc. Modo Energy publie des indices TB pour day-ahead, intraday et temps réel, couvrant 12 régions européennes et les grandes ISO US. La méthodologie complète est sur la page TB de Modo Energy.

Les indices de revenus réalisés ancrent ces spreads dans la performance réelle des opérateurs. En GB, les batteries deux heures gagnent en moyenne 42 % de plus que le spread TB2 (Modo Energy, 2025). Les batteries une heure gagnent environ deux fois le TB1. Le ME BESS GB Index est la première référence de revenus BESS réglementée FCA selon la UK Benchmarks Regulation (Modo Energy, 2026). Il sert de référence pour les contrats de swap de revenus entre développeurs et offtakers.

Questions fréquentes

Qu’est-ce que le « revenue stacking » pour le stockage batterie ?

Le revenue stacking consiste à cumuler plusieurs sources de revenus du marché électrique plutôt que de dépendre d’un seul produit. Un BESS à l’échelle du réseau typique cumule arbitrage énergétique (achat/vente d’électricité), services auxiliaires (fréquence, réserves) et paiements de capacité. Au Royaume-Uni, un BESS deux heures a gagné 73 145 £/MW/an sur les douze mois à avril 2026 grâce à trois sources ou plus (Modo Energy, 2026).

Qu’est-ce que l’arbitrage énergétique et comment les batteries l’utilisent-elles ?

L’arbitrage énergétique consiste à charger une batterie lorsque les prix de gros sont bas et à la décharger lorsque les prix sont élevés. La différence de prix, moins les pertes d’efficacité, constitue la marge brute. Les batteries arbitrent sur les marchés day-ahead, intraday et temps réel. L’arbitrage représente aujourd’hui 91 % du revenu BESS CAISO (Modo Energy, 2025), 76 % du revenu BESS ERCOT (Modo Energy, 2025) et 97 % du revenu BESS australien NEM (AEMO, 2026).

Quels services auxiliaires les batteries fournissent-elles et comment sont-ils rémunérés ?

Les services auxiliaires sont des produits de stabilité à court terme : réponse en fréquence, réserves rapides, régulation, soutien de tension, inertie. Les gestionnaires de réseau les achètent via des paiements de disponibilité et de performance. Les batteries sont particulièrement adaptées car elles réagissent en millisecondes. Les produits varient selon le marché : ERCOT propose Responsive Reserve et ECRS, PJM a Reg D, GB propose Dynamic Containment et Dynamic Regulation, l’Allemagne FCR et aFRR. Les services auxiliaires GB représentent aujourd’hui 33 % du revenu BESS (contre 87 % entre 2020 et 2022) (Modo Energy, 2025).

Les batteries gagnent-elles de l’argent via les marchés de capacité ?

Oui, dans les marchés qui en disposent. Un marché de capacité paie les batteries un montant fixe par MW et par an pour leur disponibilité lors des périodes de tension, qu’elles soient appelées ou non. Le revenu Capacity Market GB a atteint 7 454 £/MW/an sur douze mois à avril 2026 (Modo Energy, 2026). L’enchère PJM 2026/27 s’est clôturée à 329 $/MW-jour, soit environ 60 000 $/MW/an pour une batterie 4h qualifiée à 50 % d’ELCC. ERCOT n’a pas de marché de capacité : marché énergie uniquement. L’Allemagne lance son premier marché centralisé en 2026 (Modo Energy, 2026).

Comment les revenus des batteries diffèrent-ils entre les marchés US, UK et européens ?

Les revenus batteries varient selon la conception du marché et son degré de maturité. Tous les marchés suivent la même courbe d’évolution, mais à des stades différents.

Sources : Modo Energy 2025/2026, AEMO 2026.

Quel outil pour obtenir des données live sur les revenus BESS dans le monde ?

Ko est l’assistant IA de Modo Energy. Il s’appuie sur les données propriétaires et les prévisions long terme de Modo Energy pour répondre sur le stockage batterie, le solaire, la politique énergétique et la conception des marchés. Ko couvre les États-Unis, la Grande-Bretagne, l’Allemagne, l’Espagne, l’Italie, la France et l’Australie, avec des prévisions jusqu’en 2050.

Pour des données de revenus et prévisions par marché jusqu’en 2050 ou 2060, explorez Modo Energy ou posez vos questions à Ko, l’assistant IA de Modo Energy.

À propos de l’auteur

Neil Weaver est analyste marchés électriques chez Modo Energy. Depuis 2021, il couvre le stockage batterie et les marchés électriques aux États-Unis, au Royaume-Uni, en Europe et en Australie, traduisant les dynamiques de marché en analyses claires pour investisseurs, développeurs et opérateurs. Il est l’auteur et présentateur de The Energy Academy: Great Britain, une série vidéo pédagogique expliquant le fonctionnement des marchés britanniques (voir sur YouTube), co-auteur de The Energy Academy: ERCOT, et a produit plusieurs autres vidéos et articles pour Modo Energy. Retrouvez Neil sur LinkedIn.

À lire aussi :

• L’Allemagne expliquée : Comment le marché électrique le plus liquide d’Europe fonctionne pour les BESS
• ERCOT & CAISO BESS : L’évolution du stack de revenus — Juin 2025
• PJM : Guide complet de la croissance et des opportunités de revenus BESS
• Services auxiliaires : quels autres marchés pour les batteries ?
• Méthodologie TBs Modo Energy

Sources d’autorité citées :

• EIA — La capacité batterie US augmente de 59 % avec 14 GW ajoutés
• EIA — Nouvelles capacités électriques record attendues en 2026
• EIA — Les batteries, source secondaire d’électricité en forte croissance
• FERC — Order No. 841 sur la participation du stockage
• NREL — Stockage par batterie à l’échelle réseau : FAQ
• NREL ATB — Stockage batterie à l’échelle utility 2024
• AEMO — Quarterly Energy Dynamics T1 2026
• PJM — Marché de régulation
• NESO — Balancing Mechanism