Le spread top-bottom (TB) day-ahead néerlandais, TB2, s'élève en moyenne à 91 000 €/MW/an depuis janvier 2025, soit un niveau équivalent à l'Allemagne et 69 % supérieur à la Grande-Bretagne. Ce spread provient de deux régimes de prix, dictés par le solaire et le gaz. Pourtant, seuls 0,6 GW / 1,3 GWh de BESS à l'échelle industrielle sont actuellement en service aux Pays-Bas, contre 7,6 GW / 12,5 GWh en Grande-Bretagne. Rapportée à la demande de pointe du pays, la flotte de batteries (MW) aux Pays-Bas est plus de 4 fois inférieure à celle de la Grande-Bretagne.

Les frais de raccordement au réseau expliquent en partie ce retard dans le déploiement des batteries. TenneT, le GRT néerlandais, facture de 116 000 à 150 000 €/MW/an pour la capacité d'importation, selon le niveau de tension. Une batterie doit s'acquitter de cette somme, sauf si elle opte pour un contrat de droits de transport dépendant du temps (TDTR), qui peut réduire la facture jusqu'à 62 %. En échange, TenneT peut imposer des restrictions avec un préavis d'un jour, jusqu'à 15 % de l'année.

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Points clés à retenir

• Le spread TB2 day-ahead néerlandais a atteint en moyenne 91 000 €/MW/an de janvier 2025 à juillet 2026, équivalent à l'Allemagne et 69 % supérieur à la Grande-Bretagne. Le spread s'élargit : 83 000 €/MW/an en 2025, 102 000 €/MW/an sur les sept premiers mois de 2026.
• Ce spread est tiré par le solaire, qui fait varier les prix d'un creux à midi à un pic fixé par le gaz le soir. Le solaire résidentiel aux Pays-Bas n'est pas exposé aux prix day-ahead. Ce volume peut faire chuter le marché jusqu'au plancher européen de -500 €/MWh.
• TenneT facture 116 000 €/MW/an en très haute tension (EHV) et 150 000 €/MW/an en haute tension (HV), quel que soit l'emplacement aux Pays-Bas. Ces frais ne s'appliquent qu'aux importations sur le réseau. Cela représente le principal frein au développement des batteries.
• Les contrats TDTR réduisent cette facture jusqu'à 62 % : une réduction de 43 % grâce à la baisse de capacité souscrite, et jusqu'à 19 % supplémentaires en optimisant la répartition sur les heures les moins pondérées du réseau.
• Le TDTR est devenu une solution attractive pour connecter des BESS, avec un déploiement qui devrait atteindre 4 GW / 14 GWh d'ici 2028.

Les frais de raccordement au réseau ont fortement augmenté, le TDTR apporte un soulagement

Les frais de raccordement au réseau de TenneT constituent le principal obstacle au déploiement des batteries aux Pays-Bas. Ils ont plus que triplé entre 2021 et 2024, atteignant jusqu'à 116 000 €/MW/an pour l'EHV et 150 000 €/MW/an pour l'HV.

Le réseau de TenneT dispose de capacités excédentaires la majeure partie de l'année, à l'exception de quelques heures de pointe. Un contrat standard garantit un accès ferme toute l'année. Depuis octobre 2025, le contrat TDTR offre une alternative. Il garantit 85 % de la capacité de transport sur l'année, et pour les 15 % restants, TenneT peut imposer des contraintes avec un préavis d'un jour. En contrepartie, TenneT réduit la facture annuelle de raccordement jusqu'à 62 %.

Les contrats TDTR se sont révélés attractifs pour les BESS. Le nombre de projets néerlandais a explosé depuis 2025. Le pipeline devrait atteindre 14 GWh d'ici 2028, soit plus de 22 fois les 620 MWh en service en 2024.

La flotte actuelle s'élève à 0,6 GW / 1,3 GWh répartis sur environ 100 systèmes. Sur ces 600 MW, 26 sites sont identifiés individuellement, totalisant 476 MW (77 % de la puissance opérationnelle), avec une moyenne de 18 MW par site. Le reste concerne des sites BESS < 7 MW, probablement couplés à de la demande ou à des renouvelables, que Modo Energy ne suit pas actuellement. Les batteries néerlandaises offrent également une durée supérieure à leurs voisines : la flotte en service affiche une moyenne de 2,1 heures, contre 1,65 heure en Grande-Bretagne au T2 2026 et 1,5 heure en Allemagne au T4 2025. Cette durée va encore augmenter : 90 % des MWh BESS installés d'ici 2028 offriront 4 heures ou plus.

Demandez à Ko : Comparez le déploiement BESS néerlandais à d'autres pays européens

Annulation de capacité souscrite et réduction du pic : la remise de 62 % décryptée

À l'échelle européenne, les GRT appliquent quatre types de frais pour un raccordement au réseau :

• Capacité souscrite : un forfait annuel basé sur la capacité maximale réservée au point de connexion, en €/MW/an, qu'elle soit utilisée ou non.
• Pic : un coût basé sur la puissance maximale effectivement appelée ou injectée pendant une période de facturation.
• Volumétrique : un tarif au MWh transporté. Lorsque les GRT font varier ce tarif selon l'heure, cela incite directement à déplacer la consommation ou l'injection hors des heures de congestion.
• Frais fixes de connexion : un forfait annuel pour disposer d'un raccordement au réseau.

TenneT applique un tarif de capacité souscrite et un coût de pic mensuel. Ces deux frais concernent uniquement les importations, aucune charge récurrente ne s'appliquant à l'export. La réduction offerte par le TDTR porte sur ces deux composantes.

Le tarif de capacité souscrite est le plus simple des deux : avec le TDTR, il est entièrement annulé, ce qui représente une réduction de 43 % du coût.

Le coût de pic fonctionne différemment. Depuis le 1er janvier 2025, TenneT pondère la puissance de pointe selon l'heure avant d'appliquer le maximum mensuel. Grâce à ces pondérations, une puissance de pointe élevée sur une période peu pondérée peut compter moins qu'une pointe plus faible sur une période fortement pondérée. D'avril à septembre, ce facteur de pondération est plafonné à 0,8. Avec le TDTR, le coût de pic s'applique toujours, mais seulement sur 85 % des heures de l'année. Cela peut réduire la puissance de pointe pondérée, ramenant le coût de pic à 44 000 €/MW/an pour l'EHV et 56 000 €/MW/an pour l'HV. Cela représente une réduction supplémentaire de 19 % sur les frais de réseau.

Pourquoi observe-t-on une file d'attente croissante malgré des frais de réseau si élevés ?

Le pipeline BESS néerlandais ne cesse de croître, alors même que les raccordements au réseau sont coûteux. TenneT facture jusqu'à 150 000 €/MW/an, et même avec un contrat TDTR ramenant ce coût à 57 000 €/MW/an, la note reste salée.

À titre de comparaison, le benchmark 2h batterie de Modo Energy pour la Grande-Bretagne indique des revenus de 88 000 €/MW/an depuis 2025. Un coût de réseau équivalent à celui des Pays-Bas rendrait ce modèle économique intenable.

Demandez à Ko : À quoi ressemble la rentabilité BESS 2h en Grande-Bretagne ?

Mais les fondamentaux du marché néerlandais sont plus solides. Les énergies renouvelables et thermiques pilotent la production d'électricité. Les renouvelables représentent en moyenne 49 % et le gaz 35 % en 2025, mais le mix réel varie selon l'heure de la journée.

La quantité de solaire et d'éolien crée deux régimes de prix extrêmes. En l'absence de solaire et avec peu de vent, les centrales à cycle combiné gaz (CCGT) et le charbon fixent le prix, basé sur le coût marginal du combustible et le prix du carbone. Avec un fort solaire et un vent élevé, l'offre à coût nul ou négatif couvre toute la demande (10 à 19 GW), et le prix chute. Les Pays-Bas sont interconnectés avec la Grande-Bretagne, la Norvège et le Danemark, mais l'Allemagne et la Belgique assurent la majorité de la capacité : 4-5 GW et 2-3 GW, contre 2,4 GW pour les trois autres. L'Allemagne et la Belgique disposent aussi de flottes solaires importantes, générant aux mêmes heures, ce qui fait baisser les prix des deux côtés de la frontière et limite les possibilités d'export du surplus néerlandais.

Demandez à Ko : Quel est le mix de production d'énergie en Allemagne ?

Le graphique ci-dessous suit cette répartition heure par heure. Faites glisser le curseur pour voir quelle technologie fixe le prix à chaque heure, et ajustez le curseur du prix du gaz pour observer comment une hausse du prix TTF relève le pic du soir sans impacter le creux solaire de midi.

Le solaire seul a atteint 19 GW à midi le 1er mai 2026, et l'éolien combiné au solaire a couvert plus de 100 % de la demande pendant 9 heures. La demande a culminé à 14 GW, au même moment que le pic solaire, et le gaz et le charbon n'ont repris le relais qu'une fois le soleil couché en soirée.

Ce surplus de midi a fait basculer le prix day-ahead en territoire négatif. Il est tombé à -499,6 €/MWh, frôlant le plancher européen de -500 €/MWh. Les prix ne deviennent aussi négatifs que si l'offre ne se retire pas. C'est ce qui s'est produit avec les 12 GW de solaire résidentiel. Le net metering compense ce qu'un foyer exporte par rapport à ce qu'il importe, si bien que le solaire résidentiel continue d'exporter quelle que soit la situation du marché, même au plancher européen, ce qui a accentué la chute des prix.

Un mécanisme de capacité en 2028 va renforcer le déploiement BESS, la dévalorisation sera décisive

Le gouvernement néerlandais a confirmé la mise en place d'un mécanisme de capacité à l'échelle du marché le 19 juin 2026, avec une première livraison en 2028. La méthodologie de dévalorisation reste à définir. Pour les batteries, ce facteur de dévalorisation est crucial, car il convertit la capacité installée en capacité ferme réellement rémunérée.

À l'échelle européenne, les batteries 2 heures affichent un facteur de dévalorisation entre 0,14 et 0,44. Cela signifie qu'un BESS 2h de 100 MW aux Pays-Bas pourra contracter entre 14 et 44 MW de capacité ferme. Les systèmes 4h peuvent contracter 28 à 67 % de ces 100 MW, ce qui rend le passage à des durées plus longues favorable au pipeline néerlandais.