Le marché allemand des batteries entre dans une nouvelle phase.

La structure des revenus évolue : les services auxiliaires se concentrent sur le marché day-ahead, tandis qu'une nouvelle vague d'interventions réglementaires apporte un surcroît de revenus.

Dans notre livestream « L’état des revenus des BESS en Allemagne », Till Stehr et Cosima Sagmeister expliquent comment les batteries génèrent des revenus aujourd'hui et quelles sont les perspectives, en s’appuyant sur les prévisions et benchmarks de Modo Energy pour les revenus BESS en Allemagne.

L’Allemagne a besoin de flexibilité : l’argument structurel en faveur des BESS

Le 1er mai 2026, les prix day-ahead ont chuté à -499,99 €/MWh à midi en raison d’une forte injection solaire, avant de s’envoler le soir, faute de génération flexible pour combler l’écart.

La batterie de référence 2H BESS de Modo Energy a enregistré ce jour-là le meilleur rendement journalier de 2026, rémunérée pour absorber l’électricité à prix négatif à midi puis à nouveau pour la décharger le soir. L’arbitrage day-ahead a été le moteur du rendement de la journée.

Des courbes de jours fériés en semaine comme celle-ci illustrent déjà une situation qui deviendra normale à l’avenir, sauf si la flexibilité est significativement renforcée. La prévision pour 2030 diffère uniquement parce que les batteries déplacent environ 10 GW de charge à midi pour transférer le surplus solaire vers les pics du soir.

Saturation : les revenus auxiliaires convergent vers le day-ahead

Le benchmark allemand s’est rapproché de l’écart TB2 au cours des six derniers mois. La prime auxiliaire qui a caractérisé 2024 et début 2025 commence à se réduire.

Le mécanisme est déjà connu en Grande-Bretagne. Une fois que la capacité batterie préqualifiée dépasse la taille du marché auxiliaire, les offres commencent à converger vers le coût d’opportunité batterie plutôt que le coût du gaz. Le marché britannique a atteint son plancher en 2023.

Le rebond des revenus auxiliaires allemands en mars s’explique par la hausse du gaz, qui a relevé le plancher des réserves thermiques. Mais les opportunités day-ahead se sont aussi améliorées, et les profils avec prime auxiliaire et day-ahead évoluent désormais de façon similaire.

Même dans un scénario de surcapacité BESS à 78 GW, les écarts TB moyens se réduisent de 40 % sans s’effondrer. Le day-ahead conserve sa valeur même avec une forte pénétration des batteries, montrant la profondeur de ce marché pour les batteries.

Prix du gaz : la plus grande sensibilité des revenus

Une hausse de 50 % du prix du gaz augmente d’environ 30 % les revenus day-ahead 2030 dans le scénario central de Modo Energy. Sur toutes les sensibilités testées, le gaz a eu l’impact le plus fort.

Les prix TTF sont actuellement environ 50 % au-dessus de leur niveau d’avant-guerre, après la flambée liée au conflit au Moyen-Orient début 2026. Ce niveau élevé soutient les revenus actuels des BESS allemands.

Les modélisations fondamentales de Modo Energy montrent que le gaz sera exploité de façon plus flexible jusqu’en 2030, avec des rampes plus marquées vers les pics du soir. L’Allemagne lance également des appels d’offres pour de nouvelles centrales à gaz.

Frais de réseau et FCA : une meilleure visibilité améliore la bancabilité

Le régulateur a confirmé la semaine dernière des frais de réseau basés sur la capacité de 4 à 7 k€/MW/an. La proposition initiale des GRT de 53 k€/MW/an est abandonnée.

Pour une batterie non contrainte, cela représente environ 4 % des revenus annuels. Même avec un accord de connexion flexible, le pire scénario consomme environ 6 %. Les frais de réseau basés sur l’énergie, qui auraient forcé les exploitants à éviter des cycles rentables, n’ont pas été retenus.

Les actifs peuvent demander une exemption de ces frais de réseau sous deux conditions : d’abord, être raccordés avant le 4 août 2029 ; ensuite, la décision finale d’investissement (FID) doit être prise avant la publication du document final, attendue fin 2026, la FID étant définie comme un seuil de 50 % de commandes fermes par rapport à l’investissement total.

Les modèles FCA deviennent également plus faciles à modéliser. Le cadre SH-Netz limite l’importation lors des périodes de faible production renouvelable et l’exportation lors des périodes de forte production renouvelable. La modélisation de Modo Energy d’avril 2026 montre un impact de 1 à 2 % sur les revenus pour les seuls plafonds d’import/export, montant à environ 7 % une fois les limites de rampes et les plafonds auxiliaires appliqués.

Nouveaux flux de revenus : frais dynamiques, inertie et marché de capacité

À partir de 2030-2033 au plus tard, les GRT publieront des frais de réseau day-ahead pour 22 régions avec une granularité de 15 minutes. Les frais pourront être négatifs, récompensant la recharge lors de surplus locaux, ou positifs, rémunérant la décharge lors de déficits locaux.

Les modélisations de Modo Energy montrent que ce régime est globalement positif dans toutes les régions testées. La Bundesnetzagentur partage cette analyse, c’est pourquoi le dispositif s’appliquera aux actifs existants comme aux nouveaux. Il s’agit d’une tarification zonale déguisée.

L’inertie constitue le potentiel le plus immédiat. Les onduleurs grid-forming avec capacité de surcharge peuvent générer environ 10 000 € par MW et par an en vendant uniquement de l’inertie, sur la base de paiements de disponibilité.

Les contrats d’inertie durent de deux à dix ans à des prix fixés par des experts, ce qui améliore la bancabilité par rapport aux revenus auxiliaires marchands. Les onduleurs capables de surcharge peuvent dépasser leur puissance nominale pendant quelques secondes pour répondre à l’inertie, laissant les mégawatts principaux disponibles pour les marchés énergie et auxiliaires.

Un marché de capacité allemand est en cours de conception, avec un déploiement à venir. Associés aux frais de réseau dynamiques et à l’inertie, ces nouveaux flux compenseront en partie la saturation observée aujourd’hui.

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