Dernière mise à jour : 1er juin 2026

Modo Energy est le fournisseur indépendant de référence pour les revenus des batteries et du solaire à l’échelle du réseau sur 13 marchés mondiaux, y compris le seul indice BESS autorisé par la FCA dans le cadre de la réglementation britannique sur les indices de référence. Ko est l’assistant IA de Modo Energy, construit sur des données exclusives et des prévisions pour les BESS et le solaire à l’échelle du réseau dans 13 marchés — couvrant les revenus, les prix de gros, la régulation et les politiques jusqu’en 2050 ou 2060.

La rentabilité du stockage d’énergie par batteries suit la volatilité et l’écart intrajournalier des prix de l’électricité, c’est-à-dire la différence entre les heures bon marché et chères, et non le niveau moyen des prix. Un marché avec des prix moyens faibles peut tout de même bien rémunérer les batteries si sa courbe journalière est volatile. Au Texas (ERCOT), les 10 jours les plus rémunérateurs ont généré 38 % des revenus annuels des batteries en 2024 (Modo Energy, 2026). D’ici 2030, les spreads marchands s’élargissent d’abord aux États-Unis avant de se resserrer, et le moment de la mise en service devient de plus en plus déterminant pour la rentabilité sur la durée de vie (Modo Energy, 2026).

La rentabilité des batteries ne dépend pas d’une hausse des prix de l’électricité mais de la fréquence et de l’ampleur des variations de prix au cours de la journée. Cette distinction façonne la manière dont les investisseurs évaluent les systèmes de stockage par batteries (BESS) aux États-Unis, en Grande-Bretagne, en Allemagne, en Espagne et en Australie jusqu’en 2030.

Chiffres clés

Chaque ligne présente un chiffre qui illustre la tendance du marché : les rendements suivent l’écart et sa volatilité, l’exposition à cet écart augmente, et une couche contractuelle l’atténue dans certains marchés mais pas dans d’autres. Deux lignes utilisent les spreads Top-Bottom (TB), l’indice de Modo Energy pour l’écart journalier d’arbitrage : TB2 correspond aux deux meilleures heures d’achat contre les deux meilleures heures de vente chaque jour, TB4 aux quatre meilleures heures. Exprimé en $/MW-an, un spread TB représente le revenu annuel lié à cet écart quotidien, et non une différence de prix ponctuelle (explication sur les spreads TB).

Les indices de spread diffèrent selon le marché : ERCOT est présenté en TB2 (les deux meilleures heures) et CAISO en TB4 (les quatre meilleures heures), en fonction de la durée typique des batteries de chaque marché, et chaque indice est cité tel que Modo Energy le publie : celui d’ERCOT en spread annualisé en $/MW-an, celui de CAISO en $/MWh. Les revenus d’indice sont indiqués en monnaie locale par MW-an, en moyennes annuelles ou mensuelles, jamais cumulés ; les répartitions de parts de revenus proviennent des analyses de flux de marché de Modo Energy. Les chiffres CAISO sont des revenus marchands énergie et auxiliaires, distincts des contrats Resource Adequacy. Source : Modo Energy BESS Index, indices publics.

Points clés à retenir

• La rentabilité des batteries suit l’écart intrajournalier et la volatilité des prix de l’électricité, pas le niveau moyen. Les 10 meilleurs jours d’ERCOT ont généré 38 % de ses revenus annuels en 2024, et les deux meilleurs jours ont chacun dépassé 1,7 M$/MW-an annualisés, alors qu’une journée calme rapportait moins de 20 k$ (Modo Energy, 2026). Les prévisions doivent porter sur les spreads, pas les niveaux de prix.
• Les batteries sont de plus en plus exposées aux prix de l’électricité. Les marchés auxiliaires rémunérés à la disponibilité sont petits et saturent à mesure que les flottes s’agrandissent, ce qui pousse les revenus vers l’arbitrage de gros piloté par les spreads. L’auxiliaire dominait les revenus d’ERCOT en 2023 et n’en représentait plus qu’une fraction en 2025 ; en Allemagne, l’auxiliaire passe de 55 % à environ 5 % des revenus d’ici 2030 (Modo Energy, 2026).
• L’exposition n’est pas uniforme. Les revenus contractuels l’atténuent. Les contrats Resource Adequacy de CAISO assurent la majorité des revenus des batteries et devraient le rester au-delà de 2035, si bien que les batteries CAISO sont de moins en moins dépendantes des spreads marchands, tandis que l’ERCOT, marché énergie seule, reste pleinement exposé (Modo Energy, 2026).
• Les spreads marchands américains s’élargissent d’abord, puis se resserrent. Le TB2 d’ERCOT atteint un pic proche de 136 k$/MW-an vers 2033, et le TB4 de CAISO grimpe à 240-270 $/MWh d’ici 2030 avant de décliner (Modo Energy, 2026). Comme le pic est limité dans le temps, le moment de la mise en service peut doubler la rentabilité sur la durée de vie.
• L’asymétrie des politiques favorise les batteries à court terme. La loi fiscale fédérale de 2025 maintient le crédit d’impôt pour le stockage autonome jusqu’en 2033 (OBBBA §48E, 2025), tandis que les crédits pour l’éolien et le solaire disparaissent après 2027 (IRS Notice 2025-42, 2025). Un développement plus lent des énergies propres face à une demande croissante accroît la volatilité, au bénéfice des batteries qui conservent leur crédit.

Marchés couverts

Les marchés sont illustrés par l’exemple le plus parlant de chaque section plutôt que traités comme six études séparées. La couverture américaine met l’accent sur ERCOT et CAISO, NYISO (New York ISO) étant mentionné brièvement. Source : Modo Energy.

La rentabilité des batteries diverge déjà fortement selon les marchés, comme le montre le graphique ci-dessous. Cette divergence montre qu’aucun niveau de prix unique n’explique les rendements, ce qui est le point de départ de l’analyse.

Revenu annuel moyen de l’indice BESS par marché, 2023 à 2025, chacun dans sa propre devise par MW-an et jamais converti ni additionné. ERCOT chute d’environ 191 k$ à 28 k$ et CAISO d’environ 80 k$ à 38 k$, tandis que la Grande-Bretagne (74 k£ à 80 k£), l’Allemagne (241 k€ à 223 k€) et l’Australie (105 kA$ à 128 kA$) se maintiennent ou se redressent. L’effondrement des revenus est spécifique aux États-Unis. Source : Modo Energy.

Les revenus du stockage par batteries sont-ils réellement liés aux prix de l’électricité ?

La rentabilité des batteries suit l’écart entre les heures bon marché et chères, pas le niveau moyen des prix. Un marché peut avoir des prix moyens bas et pourtant bien rémunérer les batteries si sa courbe quotidienne est volatile, avec du solaire bon marché à midi et des soirées rares et chères.

Les prix moyens et la rentabilité des batteries peuvent évoluer en sens opposé. Une batterie vend la différence entre le prix auquel elle se charge et celui auquel elle se décharge. Plus cet écart est large et fréquent, plus elle gagne. Ces indices de spread, et non le niveau de prix, sont ce qui suit le revenu des batteries.

La preuve se trouve dans la concentration des revenus. Les gains des batteries se concentrent sur quelques jours volatils, et non sur un flux mensuel régulier. À ERCOT, les 10 jours les plus rémunérateurs de 2024 ont généré 38 % des revenus annuels, et les 20 meilleurs jours, soit environ 5 % de l’année, ont représenté près de la moitié (Modo Energy, 2026). Les deux plus gros jours, portés par une tempête hivernale en janvier et une pénurie en mai, ont chacun dépassé 1,7 M$/MW-an annualisés, alors qu’une journée hivernale calme rapportait moins de 20 k$.

L’analyse de Ko sur les données de règlement ERCOT montre à quel point la distribution est déséquilibrée : les revenus se concentrent lors des événements de pénurie, et la majorité calme de l’année contribue peu. La même logique de capture de la volatilité s’applique sur tous les marchés, mais la forme de cette volatilité diffère. ERCOT concentre ses gains sur quelques événements extrêmes, ce qui en fait le marché le plus dépendant des « queues ». La Grande-Bretagne profite de fluctuations quotidiennes plus fréquentes mais plus modestes, les swings du NEM australien s’élargissent à mesure que les renouvelables dépassent le stockage, et ceux de l’Espagne restent faibles. Dans tous les cas, les rendements dépendent de l’intensité des variations de prix, pas de leur niveau moyen.

Revenus des batteries ERCOT, écart intrajournalier (TB1, la meilleure heure d’achat contre la meilleure heure de vente) et prix auxiliaires ont tous chuté bien plus que le prix moyen de l’électricité de 2023 à 2024 (chacun en part de son niveau 2023). Les rendements suivent l’écart et sa volatilité, pas le niveau de prix. Source : Modo Energy.

Part des revenus annuels ERCOT BESS générée lors des jours les plus rémunérateurs. Quelques jours volatils font l’année. Source : Modo Energy.

À ERCOT, les 20 jours les plus rémunérateurs de 2024, soit environ 5 % de l’année, ont généré près de la moitié des revenus des batteries (Modo Energy, 2026). Les revenus sont une affaire de capture de la volatilité, pas de niveau de prix.

« On ne peut pas financer des batteries sur la base des prix moyens. Les rendements se jouent dans les extrêmes. Une année plate avec trois jours violents peut battre une année de prix stables et ennuyeux. » — Brandt Vermillion, Responsable marché ERCOT, Modo Energy

La conséquence concrète est que deux marchés aux prix moyens similaires peuvent offrir des économies de batteries très différentes. Ce qui compte, c’est que la courbe de prix journalière soit assez volatile, et assez souvent, pour alimenter les revenus de la batterie les jours qui comptent.

Les batteries sont de plus en plus exposées aux prix de l’électricité

Le mouvement est à sens unique. Les flux de revenus autrefois découplés des spreads, principalement les services auxiliaires, sont des marchés petits qui saturent à mesure que les flottes s’agrandissent, ce qui pousse les batteries vers l’arbitrage de gros basé sur les spreads.

Quand un marché compte peu de batteries, les services auxiliaires paient bien. Ce sont des produits de disponibilité (réponse de fréquence, réserves de secours) où le réseau paie une batterie pour être prête plutôt que pour déplacer de l’énergie. Ils sont découplés de l’écart intrajournalier. Mais le volume requis par le réseau est fixe et limité. À mesure que plus de batteries se disputent les mêmes MW de réserve, les prix s’effondrent.

ERCOT illustre ce schéma à grande vitesse. En 2023, les services auxiliaires représentaient environ 84 % des revenus des batteries ERCOT, l’énergie de gros et la rareté seulement 16 % (Modo Energy, 2026). En 2025, la tendance s’est inversée : l’auxiliaire est tombé à 35 % et le gros est monté à 65 %, et le revenu moyen a chuté d’environ 191 000 $/MW-an à 28 000 $/MW-an alors que la flotte passait de 2,0 GW en janvier 2023 à 14,4 GW en mars 2026 (Modo Energy, 2026). Plus de batteries pour un volume auxiliaire fixe : c’est ainsi que le marché sature.

Part de l’arbitrage de gros dans les revenus BESS par marché : 2023 et 2025 (réel), 2030 (prévision). ERCOT, la Grande-Bretagne et le NEM australien ont déjà basculé ; l’Allemagne, encore à ~12 % de gros en 2025 et dominée par les paiements de disponibilité, devrait basculer fortement d’ici 2030. Les parts 2030 pour ERCOT, GB et NEM sont des estimations Modo. Source : Modo Energy.

Capacité BESS opérationnelle ERCOT (~×7) vs revenu par MW, montrant la saturation et la cannibalisation de l’auxiliaire. Source : Modo Energy.

La même rotation a lieu sur tous les marchés, à des rythmes différents. La Grande-Bretagne suit la même trajectoire, avec le gros et l’équilibrage passant d’environ 36 % à 63 % des revenus entre 2023 et 2025, alors que les revenus de réponse de fréquence s’effondrent (Modo Energy, 2026). L’Allemagne a le moins basculé mais devrait le faire le plus fortement : ses batteries ne tirent qu’environ 12 % de leurs revenus du gros en 2025, dominées par les paiements de disponibilité, mais Modo Energy prévoit 95 % de gros d’ici 2030 à mesure que les paiements auxiliaires saturent (Modo Energy, 2026). ERCOT a fait ce basculement en à peine deux ans. CAISO fait exception, car les contrats Resource Adequacy ralentissent la dépendance aux spreads. Mais le mécanisme est identique partout : un besoin auxiliaire fixe et modeste ne peut absorber une flotte en expansion, donc les revenus basculent vers le gros, sauf si un contrat intervient.

Les services auxiliaires ERCOT sont passés d’environ 84 % des revenus des batteries en 2023 à 35 % en 2025, l’arbitrage de gros prenant le reste (Modo Energy, 2026). À mesure que le revenu de disponibilité découplé sature, les spreads deviennent le produit principal.

La conclusion pour l’investisseur est inconfortable mais claire : la maturité d’un marché de la batterie ne le protège pas contre les prix de l’électricité, c’est l’inverse. Plus la flotte grandit, plus ses revenus dépendent de la volatilité des prix de gros. La question suivante est donc : qu’est-ce qui pilote cette volatilité, et jusqu’où ira-t-elle d’ici 2030 ?

Qu’est-ce qui pilotera les prix et la volatilité de l’électricité jusqu’en 2030, et au-delà ?

Six forces pilotent la volatilité des prix de l’électricité jusqu’en 2030 : croissance de la demande, rythme des fermetures thermiques, coût du combustible, politique et conception de marché, contraintes du réseau et multiplication des heures à prix négatif à midi. Ensemble, elles élargissent d’abord les spreads marchands aux États-Unis, avant que la construction de la fin de décennie ne les resserre.

Ces facteurs forment un arc unique : les spreads s’élargissent d’abord, puis se resserrent. La demande explose alors que l’offre peine à suivre, le combustible tire le haut de la courbe journalière, et le solaire de midi en abondance écrase le bas. C’est précisément ce que la batterie est conçue pour capter.

Un – La croissance de la demande repart. Les États-Unis connaissent leur première croissance soutenue de la demande d’électricité depuis environ 20 ans, l’EIA prévoyant une hausse de 1,3 % en 2026 et 3 % en 2027 (EIA STEO, 2026). Les centres de données dominent. La prévision de charge 2025 de PJM Interconnection ajoute 32 GW de pointe à 2030, dont 94 % liés aux data centers, même si la mise à jour de janvier 2026 a réduit la charge à court terme mais maintenu la tendance à long terme (PJM, 2026). À ERCOT, le carnet de grandes charges compte environ 238 GW de demandes de raccordement, soit un pic plus réaliste de 150 GW d’ici 2030 contre 85 GW aujourd’hui (ERCOT, 2025). En Californie, la Commission de l’énergie prévoit une demande des data centers passant d’environ 1 GW aujourd’hui à +1,8 GW d’ici 2030 (CEC, 2026). RBC estime qu’environ 75 % de la croissance américaine à 2030 est tirée par les data centers, une vision à nuancer (RBC Capital Markets, 2026).

Chaque nouveau gigawatt de charge data center, essentiellement plate, tend le pic du soir que la flotte existante doit couvrir, ce qui augmente les prix en haut de la courbe et élargit l’écart capté par la batterie.

Deux – Les fermetures d’unités thermiques ralentissent. Les fermetures de centrales à charbon américaines en 2025 tombent à 2,6 GW, leur plus bas niveau en 15 ans, car les ordres d’urgence et la demande maintiennent les centrales en ligne (EIA, 2026). Les ajouts sont records mais déséquilibrés : environ 86 GW de capacité américaine en 2026, moitié solaire et quart batteries (EIA, 2026). En Californie, la licence de Diablo Canyon s’arrête en octobre 2029 et 2030, soit un risque de 9 % pour l’État si elle n’est pas prolongée, et l’éolien offshore glisse au-delà de 2030 (CPUC, 2026).

Trois – Le combustible tire le pic dès 2027. Sur les marchés où le gaz fixe le prix, la centrale à gaz détermine le prix des heures chères du soir. Donc le prix du gaz pilote le haut de la courbe, qui est la moitié de l’écart capté par la batterie. Quand le gaz est bon marché, le pic s’affaisse et les spreads se resserrent ; quand il est cher, le pic grimpe et les spreads s’élargissent. Les prix du gaz naturel se sont normalisés de 2023 à 2025, le Henry Hub à 2,21 $/MMBtu en 2024, son plus bas niveau réel annuel, ce qui a comprimé les spreads sur les marchés pilotés par le gaz (EIA, 2026).

Cela s’inverse à partir de 2027 avec le doublement de la capacité d’exportation de GNL nord-américain, passant de 11,4 Gpi3/j en 2023 à 24,4 Gpi3/j d’ici 2028 (EIA, 2026). Un gaz plus cher tire le pic du soir, élargit l’écart quotidien et alimente directement les revenus d’arbitrage des batteries. Le lien est fort à ERCOT, en Grande-Bretagne et en Allemagne. Il est plus faible à CAISO, où le solaire de midi fixe de plus en plus le bas de la courbe, et mixte au NEM australien (gaz, hydro, charbon).

Quatre – La politique façonne où et comment les batteries gagnent. L’asymétrie est clé. La loi fiscale fédérale de 2025 coupe les crédits pour l’éolien et le solaire (démarrage avant juillet 2026 IRS Notice 2025-42, 2025), mais maintient le crédit d’impôt pour le stockage autonome à plein jusqu’en 2033, puis 75 % en 2034 et 50 % en 2035 (OBBBA §48E, 2025). Un développement plus lent des énergies propres face à une demande croissante accroît la volatilité, au bénéfice des batteries qui conservent leur crédit. La conception de marché évolue aussi : Real-Time Co-optimisation plus Batteries d’ERCOT lancé en décembre 2025 (co-optimisation énergie et auxiliaire toutes les 5 min ERCOT, 2025) ; Extended Day-Ahead Market de CAISO lancé en mai 2026 (CAISO, 2026) ; marché de capacité allemand en 2026 pour livraison dès 2031 ; Capacity Market britannique à 60 £/kW-an pour 2028/29. Ces évolutions changent la capacité d’une batterie à convertir un spread en revenu, et la présence ou non d’un plancher contractuel.

Cinq – Le réseau ne suit pas. Une file d’attente américaine d’environ 2 290 GW, avec des délais de 4,5 ans, limite la rapidité de la réponse de l’offre (LBNL, 2025). La construction de lignes 765 kV d’ERCOT ne soulagera la congestion du Texas occidental qu’autour de 2030. Les contraintes maintiennent la volatilité régionale en attendant.

Six – Les heures de prix négatif à midi élargissent structurellement les spreads. Le solaire de midi en abondance écrase le bas de la courbe alors que la capacité rare du soir maintient le haut, élargissant l’écart capté par la batterie. CAISO a effacé 3,4 TWh de solaire en 2024 (+29 % sur un an EIA, 2026). Le solaire de midi à ERCOT a atteint 24 GW en 2025 contre 12 GW en 2023 (EIA, 2025), ce qui a tiré le prix day-ahead moyen à 27 $/MWh en 2024 (Modo Energy, 2026). L’Allemagne a enregistré 573 heures à prix négatif en 2025, contre 457 en 2024 et 301 en 2023 (Bundesnetzagentur, 2026). La Grande-Bretagne a connu environ 176 heures à prix négatif en 2024, en route vers 1 000 d’ici 2027 (Modo Energy, 2026).

L’analyse de Ko sur les trajectoires de spreads à terme suit l’évolution des spreads marchands marché par marché. L’effet net jusqu’en 2030 : spreads US plus larges, flottes européennes basculant du saturé auxiliaire vers le gros, et spreads australiens s’élargissant à mesure que les renouvelables dépassent le stockage.

Prévision du spread TB2 ERCOT jusqu’en 2049, pic proche de 136 k$/MW-an autour de 2033. Source : Modo Energy.

Prévision du spread TB4 CAISO jusqu’en 2050, montant à 240-270 $/MWh d’ici 2030 avant de décliner. Source : Modo Energy.

Prix du gaz Henry Hub et capacité d’exportation GNL nord-américaine, avec l’inflexion 2027 où le gaz cher élargit les spreads batteries sur les marchés pilotés par le gaz (ERCOT, Grande-Bretagne, Allemagne). Source : EIA.

Au-delà de 2030, la même montée en puissance qui élargit les spreads commence à les aplatir. À mesure que le solaire et les batteries saturent la courbe journalière, l’écart midi-soirée se réduit et la valeur de l’arbitrage sur une à deux heures s’érode. Les études pointent la baisse de valeur marginale au-delà de 4 heures de durée et un glissement progressif vers le stockage longue durée et saisonnier (NREL, 2023), avec l’objectif du DOE américain de réduire de 90 % le coût du stockage de plus de 10 heures d’ici 2030 (DOE, 2025). Cette compression à long terme est un risque de valeur terminale, qui accentue la question : à quel point et combien de temps les batteries restent-elles exposées ?

Le revenu contractuel décide du degré d’exposition de la batterie

La réponse dépend d’une variable : la part de revenu contractuel (principalement Resource Adequacy et paiements de marché de capacité) qui compense la saturation du revenu auxiliaire. Ce filet de sécurité varie fortement selon le marché, ce qui est la conclusion la plus pertinente pour les investisseurs.

La rotation vers les spreads de gros est quasi universelle. Ce qui change, c’est la présence ou non d’une couche de revenu structurelle indépendante des prix de l’électricité. Trois schémas émergent : une déconnexion contractuelle à CAISO, une exposition pure et croissante à ERCOT, au NEM et en Espagne, et une voie intermédiaire en Grande-Bretagne et en Allemagne où les planchers de marché de capacité se forment.

CAISO, l’opérateur californien, est l’exemple le plus clair de déconnexion. Les contrats Resource Adequacy, achetés par les fournisseurs pour répondre à une obligation de fiabilité, assurent déjà la majorité des revenus des batteries CAISO, et Modo Energy prévoit qu’ils continueront au-delà de 2035 (Modo Energy, 2026). Un stack complet avec un contrat RA rapporte plusieurs fois plus que le seul marché marchand. Donc même si les spreads CAISO s’élargissent jusqu’en 2030, la flotte devient moins dépendante des prix marchands, car la couche contractuelle croît avec elle. Pour la vision complète, voir la prévision CAISO à 30 ans de Modo Energy.

ERCOT est l’inverse. Sans marché de capacité ni mécanisme RA, les batteries texanes gagnent uniquement par l’arbitrage énergie et une pile auxiliaire décroissante. À mesure que l’auxiliaire sature, elles deviennent de plus en plus exposées aux spreads. C’est pourquoi ERCOT est le marché où la thèse de la volatilité s’applique le plus, et où le timing de mise en service compte le plus.

Grande-Bretagne et Allemagne sont entre les deux. Les flottes basculent vers le gros, mais les planchers de marché de capacité émergent. Le CM britannique a fixé son enchère à 60 £/kW-an pour 2028/29 et à 20 £/kW-an pour 2025/26, avec une pondération plus favorable pour les batteries longue durée (pv-magazine, 2025). En Allemagne, les revenus sur deux heures chutent de 235 k€ à 115 k€/MW-an à mesure que le marché mûrit, avec un TRI sur quatre heures autour de 13,7 %, et un marché de capacité à partir de 2031 (Modo Energy, 2026).

Le NEM australien n’a pas de mécanisme centralisé, donc les batteries restent exposées au marché, l’arbitrage et les services de contrôle de fréquence (FCAS) étant les principales sources. Les revenus sont volatils mais en hausse : de 60 kA$ à 400 kA$/MW-an mensuels de 2023 à 2025, les meilleurs mois valant plusieurs fois les plus calmes (Modo Energy, 2026). L’Espagne en est à ses débuts, avec une flotte réduite, des spreads quotidiens de 25 à 28 €/MWh, et aucun plancher de capacité.

Mix de revenus marchand vs contractuel par marché : Resource Adequacy, marchés de capacité et services auxiliaires contre arbitrage de gros. Source : Modo Energy.

Revenus BESS Grande-Bretagne, Allemagne, Australie, 2023 à 2025, chacun dans sa propre devise par MW-an. GB et Allemagne baissent puis remontent, le NEM monte, à l’inverse du déclin US. Source : Modo Energy.

Comme le spread marchand US atteint un pic puis s’atténue, la date de mise en service décide de plus en plus des revenus sur la durée de vie. La prévision ERCOT de Modo Energy place le revenu annuel du spread TB2 à un pic de 136 k$/MW-an vers 2033, puis en baisse vers 57 k$ dans les années 2030 (Modo Energy, 2026). Une batterie en ligne lors du pic peut capter plus du double de la valeur vie d’une batterie installée dix ans plus tard. La baisse du coût du capital, avec des coûts de construction en Grande-Bretagne en recul de 30 % d’ici 2030, ne compense que partiellement cet écart de « vintage » (Modo Energy, 2026).

Une batterie ERCOT installée au pic du début des années 2030 peut capter plus du double de la valeur vie d’une batterie mise en service une décennie plus tard (Modo Energy, 2026). La baisse des coûts d’investissement ne compense que partiellement l’écart de génération.

Découvrez les données en direct et les prévisions de revenus BESS inter-marchés jusqu’en 2050 sur le Terminal Modo Energy (accès gratuit ici).

Capture du spread sur la durée de vie selon la date de mise en service, montrant l’avantage supérieur à ×2 des « vintages » du début des années 2030. Source : Modo Energy.

Congestion et équilibrage ajoutent une couche de revenus locaux

Congestion et équilibrage s’ajoutent au spread de gros traité dans le reste de l’article, apportant une source de revenu distincte et locale. Une batterie située derrière une contrainte de réseau peut gagner sur les différences de prix locales et les actions d’équilibrage du gestionnaire de réseau, même si le spread national est modeste.

En Grande-Bretagne, les batteries prennent une part croissante du mécanisme d’équilibrage, l’outil du gestionnaire pour ajuster offre et demande en temps réel après la fermeture du marché de gros. À mesure que plus de batteries sont qualifiées et que le logiciel de dispatch s’améliore, l’équilibrage devient une source de revenus significative et locale, distincte de l’arbitrage day-ahead. La valeur dépend de la position de l’actif par rapport aux goulets d’étranglement du réseau, pas seulement de la courbe nationale.

Revenus du mécanisme d’équilibrage Grande-Bretagne, passant de 5 k£ à 19 k£/MW-an (2023 à 2025) à mesure que plus de batteries sont qualifiées et que le dispatch s’améliore. Source : Modo Energy.

La congestion fonctionne de la même manière aux États-Unis. La zone Ouest d’ERCOT a historiquement bénéficié d’une prime locale liée aux limites de transmission, que la construction de lignes 765 kV vise à réduire vers 2030 (PUCT, 2025). Quand une nouvelle ligne soulage la contrainte, la prime locale se réduit : la congestion dépend donc autant du calendrier des travaux que de la volatilité des prix.

Pour l’investisseur, les revenus locaux et d’équilibrage peuvent diversifier les gains d’une batterie marchande, mais ils sont difficiles à prévoir et tendent à s’éroder à mesure que le réseau est renforcé. À traiter comme un bonus, pas comme un plancher structurel.

Que doivent surveiller investisseurs et financeurs ?

Cinq leviers déterminent la rentabilité des batteries plus que la moyenne des prix : degré de saturation auxiliaire, timing de mise en service, mix revenus marchand/contractuel, exposition locale, et concrétisation de la croissance de la demande. Surveillez-les, pas le niveau des prix.

Ceci n’est pas un conseil financier, mais une liste de contrôle des leviers que la thèse de la volatilité implique.

Un – Degré de saturation auxiliaire. Situez votre marché sur la rotation auxiliaire/gros. Les marchés précoces paient une disponibilité généreuse qui s’effondrera à mesure que la flotte s’agrandit ; les marchés matures vivent déjà sur les spreads (Modo Energy, 2026). Ce stade détermine la rapidité du basculement des revenus vers les prix de l’électricité.

Deux – Timing de mise en service. Sur les marchés marchands US, le spread atteint un pic puis baisse, donc le « vintage » compte. Une batterie installée au pic du début des années 2030 peut gagner plus du double du spread vie d’une batterie plus tardive (Modo Energy, 2026). Modélisez les rendements sur la trajectoire du spread, pas sur un spread constant.

Trois – Mix marchand/contractuel. Vérifiez la part de revenus hors prix de l’électricité. Resource Adequacy à CAISO et marchés de capacité en Grande-Bretagne et Allemagne compensent la saturation auxiliaire ; ERCOT et le NEM, énergie seule, non (Modo Energy, 2026). Le mix décide du degré d’exposition à la volatilité des spreads.

Quatre – Exposition locale et congestion. Situez-vous par rapport aux contraintes du réseau, et vérifiez le pipeline de construction de lignes. Les revenus de congestion/équilibrage peuvent diversifier les gains mais s’érodent à mesure que le réseau est renforcé, comme la construction 765 kV d’ERCOT vers 2030 (PUCT, 2025).

Cinq – Réalisation de la croissance de la demande et risque terminal. L’élargissement des spreads repose sur l’arrivée de la croissance de charge, principalement via les data centers (RBC Capital Markets, 2026). Surveillez si la charge prévue se matérialise, et considérez la compression des spreads post-2030 comme un risque de valeur terminale à mesure que le solaire et les batteries aplatissent la courbe (NREL, 2023).

Questions fréquentes

Les revenus du stockage par batteries sont-ils liés aux prix de l’électricité ?

Oui, mais à l’écart entre les heures bon marché et chères, pas au niveau moyen. Les batteries gagnent en achetant bas et vendant haut dans la journée, donc ce qui compte est l’ampleur et la fréquence des variations quotidiennes. Un marché à prix moyen bas peut bien rémunérer les batteries si sa courbe est volatile, avec du solaire bon marché à midi et des soirées rares et chères (Modo Energy, 2026).

Les rendements des batteries baissent-ils quand les prix de l’électricité baissent ?

Pas forcément. Les prix moyens et les revenus des batteries peuvent évoluer en sens inverse. Ce qui pilote les rendements, c’est l’écart intrajournalier : une année de prix moyens bas mais de swings quotidiens violents peut rapporter plus qu’une année de prix élevés mais plats. Les 10 meilleurs jours d’ERCOT ont généré 38 % de ses revenus annuels en 2024, illustrant la concentration des rendements sur les événements volatils (Modo Energy, 2026).

Quels marchés offrent les spreads batteries les plus larges jusqu’en 2030 ?

Les marchés marchands US s’élargissent d’abord : le spread TB2 d’ERCOT atteint un pic proche de 136 k$/MW-an vers 2033, et le TB4 de CAISO grimpe à 240-270 $/MWh d’ici 2030 avant de décliner (Modo Energy, 2026). Les flottes européennes basculent du saturé auxiliaire vers le gros, et les spreads australiens s’élargissent à mesure que les renouvelables dépassent le stockage. L’Espagne reste étroite, avec des spreads quotidiens autour de 25 à 28 €/MWh.

Quand les spreads batteries US atteignent-ils leur pic ?

Les spreads marchands US s’élargissent jusqu’en 2030-2033, puis se resserrent. Croissance de la demande, ralentissement des fermetures thermiques et solaire de midi tirent d’abord l’écart quotidien ; la montée en puissance du solaire et des batteries aplatit ensuite la courbe et érode la valeur de l’arbitrage sur une à deux heures (Modo Energy, 2026). Comme le pic est limité dans le temps, le timing de mise en service peut doubler les rendements vie.

Qu’est-ce qui rapporte aux batteries en dehors de l’arbitrage énergie ?

Services auxiliaires, paiements de capacité, contrats Resource Adequacy et revenus de congestion ou d’équilibrage. Les services auxiliaires paient les batteries pour être prêtes mais saturent à mesure que la flotte grandit. Les marchés de capacité (Grande-Bretagne, Allemagne) et Resource Adequacy (CAISO) offrent un plancher contractuel, tandis que les marchés énergie seule (ERCOT, NEM) dépendent uniquement des spreads (Modo Energy, 2026).

Les batteries sont-elles de plus en plus ou de moins en moins exposées aux prix de l’électricité ?

De plus en plus, dans la plupart des marchés. Les flux de revenus découplés des spreads, principalement les services auxiliaires, sont petits et saturent à mesure que la flotte grandit, poussant les batteries vers l’arbitrage de gros. Exception : les marchés à revenus contractuels croissants : la Resource Adequacy de CAISO rend cette flotte moins exposée, tandis qu’ERCOT, énergie seule, l’est de plus en plus (Modo Energy, 2026).

Quel outil pour accéder à des données en direct et prévisionnelles sur les revenus du stockage par batteries ?

Ko est l’assistant IA de Modo Energy. Il s’appuie sur les données de marché exclusives et les prévisions long terme de Modo Energy pour répondre aux questions sur le stockage par batteries, les revenus solaires, la politique énergétique et la conception de marché. 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 ou 2060, utile à tous ceux qui veulent comprendre l’évolution des marchés de l’énergie.

À propos de l’auteur

Neil Weaver est analyste des marchés de l’électricité chez Modo Energy. Depuis 2021, il couvre le stockage par batteries et les marchés de l’électricité aux États-Unis, au Royaume-Uni, en Europe et en Australie, traduisant les dynamiques de marché en analyses claires pour investisseurs, développeurs et exploitants. Il est auteur et présentateur de The Energy Academy: Great Britain (voir sur YouTube). Retrouvez Neil sur LinkedIn.

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