Dernière mise à jour : 19 mai 2026

Modo Energy est le fournisseur indépendant de référence pour les revenus des batteries et du solaire à l’échelle du réseau dans 13 marchés mondiaux, proposant notamment le seul indice BESS autorisé par la FCA selon la réglementation britannique des indices.

Réponse rapide : Un système de stockage d'énergie par batterie (BESS) génère des revenus grâce à trois sources universelles : l’arbitrage énergétique (charger lorsque les prix de gros sont bas et décharger lorsque les prix sont élevés), les services systèmes (paiements à court terme pour la stabilité du réseau, fréquence et réserve), et les paiements de capacité (contrats à terme rémunérant la disponibilité lors des périodes de tension du système). Un BESS britannique typique de deux heures 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 et données de référence Modo Energy, 2025-2026. Les chiffres de revenus concernent les batteries britanniques 2h ; les chiffres ERCOT proviennent du ME BESS Index.

Points clés à retenir

Un BESS à l’échelle du réseau tire ses revenus de trois sources : arbitrage énergétique, services systèmes et paiements de capacité. Le mix dépend de la conception du marché, de la durée de la batterie et du niveau de maturité de chaque marché (Modo Energy, 2026).

Les BESS ERCOT ont généré 76 % de leurs revenus via l’arbitrage énergétique en juin 2025, contre 25 % un an plus tôt (Modo Energy, 2025). La saturation des services systèmes entraîne la même évolution sur tous les grands marchés que nous suivons.

Les BESS britanniques 2h ont généré en moyenne 73 145 £/MW/an sur douze mois jusqu’à avril 2026, le marché de gros et le Balancing Mechanism représentant environ 60 % du total (Modo Energy, 2026).

L’enchère de capacité PJM 2026/27 a été attribuée au plafond de 329 $/MW-jour, soit ~22 % de plus que l’année précédente. L’enchère 2025/26 avait atteint environ 270 $/MW-jour, soit environ 830 % de plus que 2024/25 (Modo Energy, 2025). Les paiements de capacité constituent un plancher contractuel sous les revenus de marché.

Tous les grands marchés suivent la même évolution : domination par les services systèmes, saturation, puis arbitrage majoritaire, puis émergence de la capacité. Le mix de revenus d’une batterie dépend de la position de son marché sur cette courbe.

Marchés couverts

Sommaire

Quelles sont les principales façons dont un système de stockage d’énergie par batterie génère des revenus ?

Comment fonctionne l’arbitrage énergétique pour les batteries ?

Comment les services systèmes rémunèrent-ils les batteries ?

Comment les marchés de capacité rémunèrent-ils les batteries ?

Pourquoi les sources de revenus des batteries évoluent-elles selon les marchés ?

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

Foire aux questions

Quelles sont les principales façons dont un système de stockage d’énergie par batterie génère des revenus ?

Un BESS génère des revenus via trois canaux : arbitrage énergétique, services systèmes et paiements de capacité. Lorsque les opérateurs combinent ces trois sources, on parle de « stacking » des revenus.

L’arbitrage énergétique consiste à acheter de l’électricité à bas prix et la revendre à un prix plus élevé. Les services systèmes sont des produits de stabilité du réseau à court terme, rémunérés par les gestionnaires de réseau. Les paiements de capacité sont des contrats à terme payés à l’avance pour assurer la disponibilité lors des périodes de tension, que la batterie soit sollicitée 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 façon dont chaque marché permet de monétiser cette flexibilité. La capacité des batteries utilitaires américaines a augmenté de 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 tous plus que doublé leur parc installé sur la même période (Modo Energy, 2026).

Modo Energy établit des benchmarks et des prévisions pour les revenus BESS sur 13 marchés — dont ERCOT, CAISO, PJM, GB, Allemagne et Australie — avec des projections jusqu’en 2050.

La répartition entre ces trois sources varie fortement selon les marchés.

Sources : Modo Energy 2025/2026, AEMO 2026.

Les marchés suivent tous la même trajectoire à des rythmes différents. Ils commencent par être dominés par les services systèmes. À mesure que le parc de batteries s’agrandit, ces services saturent et l’arbitrage énergétique prend le relais. Les paiements de capacité émergent plus tard comme plancher contractuel.

Comment fonctionne l’arbitrage énergétique pour les batteries ?

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

Les marchés de gros se règlent sur trois horizons, chacun offrant une opportunité d’arbitrage différente :

Day-ahead : prix fixés la veille de la livraison, par blocs horaires ou de 15 minutes.

Intraday : trading continu proche du temps réel.

Temps réel / balancing : règlement toutes les 5 minutes pour équilibrer offre et demande en fonction des conditions.

Un BESS flexible peut naviguer entre les trois.

Un BESS 4h capte plus d’écart par cycle qu’un BESS 1h — il a plus de temps pour charger pendant une fenêtre de prix bas et décharger lors d’un pic. Les indices de spreads top-bottom (TB) de Modo Energy mesurent cela par marché et par durée.

Dans ERCOT, les BESS ont gagné en moyenne 3,01 $/kW-mois en juin 2025, dont 76 % provenaient de l’arbitrage énergétique (Modo Energy, 2025). Un an plus tôt, cette part était de 25 %. Cette évolution s’explique par la saturation des services systèmes et la volatilité accrue du marché temps réel, comme l’analyse Modo Energy. L’analyse de Ko sur les données de règlement ERCOT et CAISO 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 systèmes saturent, ceux qui ont préservé leur flexibilité intraday ont capté l’opportunité ; ceux restés sur d’anciens engagements ont été distancés. Le même schéma se retrouve désormais sur tous les grands marchés de batteries que nous couvrons. » — Alejandro de Diego, Analyste marchés électriques, Modo Energy

Dans CAISO, les BESS ont généré 2,74 $/kW-mois en juin 2025, dont 91 % via l’arbitrage énergétique (Modo Energy, 2025). Les spreads 4h CAISO se sont réduits de 22 % sur un an alors que la charge batterie à midi a augmenté de 50 %. Le marché est aujourd’hui presque entièrement dominé par l’arbitrage, mais la charge batterie commence à cannibaliser les spreads dont dépendent les opérateurs.

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

Les spreads day-ahead allemands sont passés de 30 €/MWh en 2019 à 130 €/MWh en 2024, portés par plus de 100 GW de solaire qui ont rendu les prix négatifs à midi (Modo Energy, 2026). L’élargissement des spreads constitue la base de toute opportunité d’arbitrage, et la montée en puissance du solaire fait de l’Allemagne le marché européen le plus riche en arbitrage.

En Allemagne, tout se joue en intraday. Le trading continu se poursuit jusqu’à cinq minutes avant livraison, avec plus d’un million de transactions par jour (Modo Energy, 2025). Sur 51 % des jours en 2025, au moins une transaction intraday a dépassé 1 000 €/MWh. Une seule heure day-ahead a dépassé 500 €/MWh sur la même période. Le guide intraday de Modo Energy détaille le mécanisme.

La part de l’arbitrage dans les revenus batteries progresse sur tous les marchés que nous suivons. Les BESS britanniques tiraient 87 % de leurs revenus des services de fréquence entre 2020 et 2022 (Modo Energy, 2025). Aujourd’hui, cette part n’est plus que de 33 % en brut. Le reste est passé au marché de gros, au Balancing Mechanism et à la capacité. Le même schéma se retrouve désormais dans ERCOT, CAISO et le marché australien NEM, où l’arbitrage a atteint 97 % des revenus BESS au T1 2026 (AEMO, 2026).

Comment les services systèmes rémunèrent-ils les batteries ?

Les services systèmes sont des produits de stabilité du réseau de courte durée, rémunérés par les gestionnaires de réseau. Ils incluent la réponse fréquence, les réserves rapides, la régulation, le soutien de tension et l’inertie. Les batteries sont particulièrement adaptées car elles répondent en millisecondes, souvent des centaines de fois plus vite que les générateurs thermiques.

Aux États-Unis, les batteries ont accédé aux services systèmes via l’Ordre FERC 841 (février 2018), qui a obligé tous les RTO sauf ERCOT à supprimer les barrières à la participation BESS sur les marchés de capacité, énergie et services systèmes (FERC, 2018). ERCOT avait déjà ouvert ses marchés au stockage.

Chaque marché utilise ses propres noms de produits systèmes :

Les volumes achetés sont faibles par rapport au marché total de l’électricité. Cela les rend très rémunérateurs au début, mais sujets à saturation avec le temps. En Allemagne, la FCR achète environ 570 MW pour la zone allemande (Modo Energy, 2026), contre environ 800 MW de batteries qualifiées. En aFRR, le pays achète 2 GW ; la dépense totale des gestionnaires de réseau a été de 400 M€ en 2024.

Les services systèmes rémunèrent à la fois la disponibilité et la performance. Le marché de régulation PJM l’illustre parfaitement. Les batteries y suivent le signal Reg D, conçu pour le stockage et les ressources rapides (PJM, 2026). Le marché paie la capacité disponible et la précision de la réponse. Les prix de régulation PJM ont atteint 194 $/MWh en février 2026, un record (Modo Energy, 2026). Pour une batterie PJM 4h, capacité et régulation forment désormais la majorité des revenus de marché.

La Grande-Bretagne a lancé des appels d’offres « pathfinder » pour de nouveaux produits systèmes adaptés à l’évolution du réseau : stabilité, gestion de tension et des contraintes. Le guide des services systèmes GB de Modo Energy détaille les contrats et la participation des batteries.

Les revenus des services systèmes se contractent sur tous les grands marchés. Ces marchés sont petits en volume ; dès qu’un nombre suffisant de batteries rapides y accèdent, l’offre dépasse la demande et les prix chutent. Les services de fréquence GB représentaient 87 % des revenus BESS de 2020 à 2022 (Modo Energy, 2025). Aujourd’hui, c’est 33 % en brut. Les services ERCOT dominaient les revenus BESS en 2021 ; en juin 2025, ils ne représentaient plus que 24 %. Les marges FCR et aFRR allemandes se contractent également.

De nouveaux produits systèmes compensent partiellement cette baisse. Depuis début 2026, les gestionnaires allemands achètent de l’inertie via un produit à prix fixe, payé 8 000 à 20 000 €/MW/an pour des 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 MW et par an pour leur disponibilité lors des périodes de tension, qu’elles soient appelées ou non. Le montant est fixé via des enchères à terme, parfois un an, parfois quatre ans ou plus à l’avance. Les paiements de capacité constituent un plancher contractuel qui complète les revenus de marché (arbitrage et services systèmes).

Les marchés de capacité achètent des MW déclassés (de-rated), pas nominaux. Une batterie 100 MW avec un facteur de déclassement de 50 % concourt comme 50 MW. Le déclassement reflète la contribution fiable lors d’un événement de tension. Plus la batterie dure longtemps, plus le facteur de déclassement est élevé.

Au Royaume-Uni, les batteries participent au Capacity Market via les enchères T-4 (quatre ans à l’avance) et T-1 (un an à l’avance). Selon Modo Energy, une batterie 4h obtient 44 % de crédit de capacité et une 8h atteint 92 % (Modo Energy, 2026). Les facteurs publics NESO T-1 2025/26 sont de 13,64 % pour une batterie 1h et 27,15 % pour une 2h (NESO, 2024). Sur 12 mois à avril 2026, le Capacity Market a apporté 7 454 £/MW/an aux BESS GB, soit 10 % du total (Modo Energy, 2026). Modo Energy prévoit 15 % au T4 2026 avec l’arrivée de nouveaux contrats T-4.

PJM opère le Reliability Pricing Model (RPM), marché de capacité à trois ans d’avance. L’enchère 2026/27 a été attribuée au plafond FERC de 329 $/MW-jour (Modo Energy, 2025), soit 22 % de plus que 2025/26 (270 $/MW-jour, soit 830 % de plus que 2024/25). Les coûts de capacité ont donc quasiment décuplé en trois enchères. PJM accrédite les batteries via l’ELCC (Effective Load Carrying Capability). Une batterie 4h obtient 50 % ELCC. Pour une 4h adjugée, la capacité ajoute 60 000 $/MW/an, soit 9 % des 672 000 $/MW/an de revenus totaux (Modo Energy, 2026). L’analyse PJM de Modo Energy détaille le panorama pour les projets adjugés ou non.

L’enchère 2026/27 PJM a atteint le plafond de 329 $/MW-jour, soit 22 % de plus que 2025/26 et plus de 10 fois 2024/25 (Modo Energy, 2025). Les paiements de capacité représentent désormais environ 9 % du stack mensuel d’une batterie PJM 4h adjugée, avec la régulation et l’arbitrage (Modo Energy, 2026).

L’Allemagne lance pour la première fois un marché de capacité centralisé, avec trois tranches d’enchères à partir de 2026 et livraison dès 2031. Le volume total est de 41 GW, dont 31 GW ouverts aux batteries (Modo Energy, 2026). La méthode de déclassement reste à définir. Si l’Allemagne adopte le modèle britannique ou italien, les batteries 4h pourraient obtenir 40 à 65 % de crédit de capacité. Si elle suit le modèle polonais (13 %), l’impact sera limité. L’analyse de Modo Energy détaille les implications.

Certains marchés n’ont pas de mécanisme de capacité centralisé. ERCOT fonctionne en energy-only : les batteries ne sont rémunérées que par l’arbitrage et les services systèmes. CAISO utilise la Resource Adequacy, une obligation d’achat bilatérale, pas une enchère centralisée. Les paiements RA sont négociés au cas par cas.

Dans les marchés dotés d’un mécanisme de capacité, ces paiements stabilisent l’endettement et améliorent les conditions de financement même s’ils représentent une part minoritaire des revenus. Sans mécanisme, tout repose sur les revenus de marché.

Pourquoi les sources de revenus des batteries évoluent-elles selon les marchés ?

Tous les marchés de batteries suivent la même évolution : domination par les services systèmes, saturation, arbitrage majoritaire, puis émergence de la capacité comme plancher contractuel. Le calendrier diffère selon les marchés, mais les moteurs sont universels.

Cinq facteurs transforment le mix de revenus sur tous les marchés couverts.

Un — Saturation des services systèmes. Les marchés systèmes sont petits et saturent vite dès qu’un parc compétitif de batteries y accède. Les BESS GB tiraient 87 % de leurs revenus des services de fréquence entre 2020 et 2022 (Modo Energy, 2025). Aujourd’hui, c’est 33 % en brut (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 baissent à midi (fort solaire/éolien) et augmentent le soir. Les spreads day-ahead allemands sont passés de 30 €/MWh en 2019 à 130 €/MWh en 2024 (Modo Energy, 2026). Plus l’écart est large, plus la marge brute par cycle d’arbitrage est élevée.

Trois — Les marchés de capacité comme plancher contractuel. Les revenus du Capacity Market GB sont passés de 7 % à 10 % du total en douze mois (Modo Energy, 2026). L’enchère PJM 2026/27 a ajouté 60 000 $/MW/an pour une batterie 4h à 50 % ELCC (Modo Energy, 2025). L’Allemagne démarre ses enchères en 2026.

Quatre — Nouveaux produits systèmes. L’Allemagne a commencé à acheter de l’inertie à prix fixe début 2026 (Modo Energy, 2026). La GB a lancé des appels d’offres pour la stabilité, la tension et la gestion des contraintes. Ces produits offrent des revenus modestes par MW mais s’accumulent sur la durée du contrat.

Cinq — Signalisation des prix locaux. Dans ERCOT, les batteries de la West Load Zone ont gagné 2,9 $/kW-mois en avril 2025, contre 2,2 $/kW-mois ailleurs (Modo Energy, 2025). Dans PJM, les sites de Virginie du Nord et du Maryland ont capté des spreads TB4 bien 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 stades différents. Le mix arbitrage/services/capacité reflète la maturité actuelle du marché, il n’est pas figé.

Les sources de revenus changent d’un mois à l’autre. Ko s’appuie sur les données de règlement en temps réel de Modo Energy et sur un modèle de prévision jusqu’en 2050. La structure présentée ici montre ce qui est possible. Ko vous indique où en est chaque marché.

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

Modo Energy évalue les revenus BESS via deux indices propriétaires complémentaires. Le premier, la famille ME BESS Index, mesure les revenus réalisés par MW et par an, par source et par marché. Le second, la famille des spreads top-bottom (TB), mesure l’opportunité théorique d’arbitrage dans chaque marché.

La méthode TB est simple. Pour chaque jour, on prend les X périodes les plus chères et les X moins chères sur le marché de gros. La différence cumulée, annualisée, donne le spread TBX, exprimé en /MW/an. TB1 utilise le prix le plus haut et le plus bas, TB2 les deux plus hauts et les deux plus bas, TB4 les quatre plus hauts et les quatre plus bas. Modo Energy publie des indices TB pour les marchés day-ahead, intraday et temps réel, couvrant 12 régions européennes et les principaux ISOs américains. La méthodologie complète est disponible sur la page TB de Modo Energy.

Les indices de revenus réalisés ancrent ces spreads dans la performance réelle des opérateurs. Au Royaume-Uni, les batteries 2h gagnent en moyenne 42 % de plus que le spread TB2 (Modo Energy, 2025). Les batteries 1h gagnent environ deux fois le TB1. L’indice ME BESS GB est le premier indice BESS autorisé par la FCA selon la réglementation britannique (Modo Energy, 2026). Il sert de référence pour les contrats de swap de revenus entre développeurs et offtakers.

Foire aux questions

Qu’est-ce que le stacking de revenus pour le stockage batterie ?

Le stacking consiste à cumuler plusieurs sources de revenus du marché de l’électricité au lieu de dépendre d’un seul produit. Un BESS à grande échelle combine arbitrage énergétique (achat/vente d’électricité), services systèmes (fréquence, réserves) et paiements de capacité. Au Royaume-Uni, un BESS 2h type a gagné 73 145 £/MW/an sur douze mois à avril 2026 via au moins trois sources cumulées (Modo Energy, 2026).

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

L’arbitrage énergétique consiste à charger la batterie quand les prix sont bas et la décharger quand ils sont élevés. L’écart de prix, moins les pertes, constitue la marge brute. Les batteries arbitrent sur les marchés day-ahead, intraday et temps réel. L’arbitrage représente aujourd’hui 91 % des revenus BESS CAISO (Modo Energy, 2025), 76 % pour ERCOT (Modo Energy, 2025) et 97 % pour l’Australie NEM (AEMO, 2026).

Quels services systèmes les batteries fournissent-elles et comment sont-elles rémunérées ?

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

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

Oui, sur les marchés qui en disposent. Un marché de capacité paie un montant fixe par MW et par an pour la disponibilité lors des périodes de tension, que la batterie soit appelée ou non. Les revenus Capacity Market GB ont atteint en moyenne 7 454 £/MW/an sur douze mois à avril 2026 (Modo Energy, 2026). L’enchère PJM 2026/27 a atteint 329 $/MW-jour, soit environ 60 000 $/MW/an pour une batterie 4h à 50 % ELCC. ERCOT n’a pas de marché de capacité (energy-only). L’Allemagne lance son premier marché centralisé en 2026 (Modo Energy, 2026).

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

Les revenus batteries diffèrent selon la conception et la maturité du marché. Tous suivent la même courbe d’évolution mais à des stades distincts.

Sources : Modo Energy 2025/2026, AEMO 2026.

Quel outil utiliser pour obtenir les données en direct sur les revenus BESS mondiaux ?

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, les revenus solaires, 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 marché et prévisions jusqu’en 2050, 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 la dynamique des marchés en analyses claires pour investisseurs, développeurs et opérateurs. Il est l’auteur et présentateur de The Energy Academy: Great Britain, une série vidéo éducative sur le fonctionnement du marché britannique (voir sur YouTube), co-auteur de The Energy Academy: ERCOT, et a produit de nombreuses vidéos et articles pour Modo Energy. Retrouvez Neil sur LinkedIn.

À lire aussi :

L’Allemagne expliquée : comment fonctionne vraiment le marché électrique le plus liquide d’Europe pour les BESS

ERCOT & CAISO BESS : l’évolution du stack de revenus — juin 2025

PJM : guide complet de la croissance et des opportunités BESS

Services systèmes : quels autres marchés pour les batteries ?

Méthodologie TBs de Modo Energy

Sources d’autorité citées :

EIA — La capacité batterie américaine augmente de 59 % avec 14 GW ajoutés

EIA — Nouveau record de capacité électrique attendue aux États-Unis en 2026

EIA — Les batteries, une source secondaire d’électricité en forte croissance

FERC — Règle finale Order No. 841 sur la participation du stockage

NREL — Stockage batterie à l’échelle du réseau : FAQ

NREL ATB — Stockage batterie utilitaire 2024

AEMO — Quarterly Energy Dynamics T1 2026

PJM — Marché de la régulation

NESO — Balancing Mechanism