Le marché des batteries en Allemagne entre dans une nouvelle phase.

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La structure des revenus évolue : les services système se rapprochent du marché day-ahead, tandis qu’une nouvelle vague d’interventions réglementaires apporte un surcroît de revenus.

Dans notre livestream « L’état des revenus BESS en Allemagne », Till Stehr et Cosima Sagmeister expliquent comment les batteries génèrent des revenus aujourd’hui et où ils se dirigent, en s’appuyant sur les prévisions et le benchmark de Modo Energy pour le marché allemand.

L’Allemagne a besoin de flexibilité : les batteries comme solution structurelle

Le 1er mai 2026, les prix day-ahead ont chuté à -499,99 €/MWh à midi sous l’effet d’un fort apport solaire, puis ont bondi le soir, faute de production flexible pour combler l’écart.

Le benchmark batterie 2H de Modo Energy a enregistré ce jour-là le meilleur rendement journalier de 2026, rémunéré pour absorber l’électricité à prix négatif à midi puis pour la restituer le soir. L’arbitrage day-ahead a été le principal moteur du rendement.

Des courbes de ce type lors de jours fériés illustrent déjà une situation qui deviendra la norme si la flexibilité n’est pas fortement développée. La prévision pour 2030 ne diffère que parce que les batteries déplacent environ 10 GW de charge à midi pour reporter le surplus solaire vers les pointes du soir.

Saturation : les revenus auxiliaires convergent vers le day-ahead

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

Le mécanisme est connu au Royaume-Uni. Dès que la capacité batterie préqualifiée dépasse la taille du marché auxiliaire, les enchères convergent vers le coût d’opportunité des batteries plutôt que le coût du gaz. Le Royaume-Uni a atteint ce plancher en 2023.

Le rebond de mars sur les services auxiliaires allemands s’explique par la hausse du gaz, qui a relevé le plancher des réserves thermiques. Mais les opportunités day-ahead se sont également améliorées, et les profils des deux marchés s’alignent désormais de près.

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 de la valeur même avec une forte pénétration des batteries, montrant que ce marché est plus profond pour ces actifs.

Prix du gaz : le facteur de sensibilité revenu le plus important

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

Les prix TTF restent actuellement environ 50 % au-dessus de leur niveau d’avant-guerre, la crise au Moyen-Orient les ayant fait grimper début 2026. Ce niveau élevé soutient les rendements actuels des BESS allemands.

La modélisation de Modo Energy montre un fonctionnement du gaz plus flexible jusqu’en 2030, avec des rampes plus marquées en soirée. 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 % du revenu annuel. Même avec un accord de raccordement flexible, le pire scénario consomme environ 6 %. Les frais de réseau basés sur l’énergie, qui auraient forcé les exploitants à sauter des cycles rentables, n’ont pas été retenus après consultation.

Les actifs peuvent demander une exemption pour 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, FID signifiant un seuil de 50 % de commandes fermes sur le total de l’investissement.

Les modèles de FCA deviennent également plus simples à modéliser. Le cadre SH-Netz limite l’importation lors des périodes de faible 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, atteignant environ 7 % en ajoutant les limitations de rampes et de services auxiliaires.

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

Entre 2030 et 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 d’un excédent local, ou positifs, récompensant la décharge lors d’un déficit local.

La modélisation de Modo Energy montre que ce régime est positif dans toutes les régions testées. La Bundesnetzagentur partage cet avis, d’où l’application du dispositif aux actifs existants comme aux nouveaux. C’est une tarification zonale qui ne dit pas son nom.

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

Les contrats d’inertie s’étalent sur deux à dix ans à des prix fixés par des experts, ce qui améliore la bancabilité par rapport aux revenus auxiliaires de marché. Les onduleurs avec capacité de surcharge dépassent leur puissance nominale pendant quelques secondes, le temps de la réponse inertielle, laissant les mégawatts principaux disponibles pour les marchés de l’énergie et des services auxiliaires.

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

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