​Au cours des douze mois clos en septembre 2026, la Pologne s’est classée en tête des marchés européens des batteries suivis par Modo Energy. Notre batterie polonaise de deux heures a généré 442 k€/MW/an, soit plus du double de son équivalent allemand.

L’essentiel de ces revenus provenait de la fourniture de réserves à PSE, le gestionnaire du réseau polonais. PSE n’achète que 1,8 GW de capacité de réserve, ce qui limite le nombre de batteries pouvant bénéficier des tarifs actuels.

Les développeurs ont ajouté 455 MW de batteries en 2026. Dans notre scénario central, la capacité installée dépassera 1,8 GW en 2027. À mesure que davantage de batteries se disputent les contrats de réserve, les revenus annuels d’une batterie de deux heures chuteront de 63 % pour s’établir à 165 k€/MW/an à la mi-2028.

Lors de notre webinaire en direct de novembre 2026, nous avons examiné les possibilités offertes par le trading de gros à mesure que les prix des réserves baissent, la rapidité avec laquelle de nouvelles batteries peuvent être raccordées et les décisions qui compteront le plus pour les développeurs en 2027.

À retenir

• En avril, les prix de l’électricité en Pologne ont commencé à suivre ceux du gaz, alors même que le charbon fournissait encore une grande partie de l’électricité du pays. D’ici 2028, nous prévoyons que le coût d’exploitation du charbon dépassera celui du gaz. Après 2028, les centrales au charbon perdront également le bénéfice du mécanisme de capacité.
• La réforme du réseau libère de la place pour de nouveaux projets : les demandes adressées à PSE ont diminué de 80 %. Le financement de la batterie elle-même reste un obstacle distinct. Pour une mise en service en 2030, seuls 13,4 MW d’une batterie de 100 MW et de quatre heures sont éligibles aux paiements de capacité.
• Les services d’équilibrage représentaient 92 % des revenus de la batterie polonaise de deux heures au cours des douze mois clos en septembre 2026. Ses revenus sont donc particulièrement sensibles à la concurrence pour les contrats de réserve de PSE.
• Nous prévoyons que la capacité installée de batteries dépassera la demande de réserves en 2027. Dans notre scénario central, le parc polonais atteindra en 2030 4,4 fois le volume de capacité de réserve acheté par PSE.

Les prix de gros polonais ont commencé à suivre ceux du gaz

À mesure que la concurrence pour les réserves s’intensifie, une part croissante des revenus d’une batterie proviendra de l’arbitrage sur le marché de gros. En Pologne, le combustible qui fixe le prix de gros est en train de changer.

Le charbon et le lignite produisent encore la majeure partie de l’électricité polonaise. De janvier à octobre 2026, les prix day-ahead en Pologne ont augmenté de 17 %, une hausse inférieure à celle observée en Grande-Bretagne (31 %) ou en Allemagne (26 %). Cependant, au cours de cette période, les prix polonais ont commencé à suivre un autre combustible.

Jusqu’en avril, le prix day-ahead suivait de près le coût d’exploitation d’une centrale au charbon. Lorsque les prix du gaz ont augmenté après le déclenchement de la guerre en Iran, les prix de l’électricité en Pologne ont commencé à suivre ceux du gaz. En octobre, produire de l’électricité à partir du gaz coûtait 186,5 €/MWh, contre 105,9 €/MWh à partir du charbon.

Nous prévoyons que ces coûts se croiseront d’ici 2028. Dans notre scénario central, les prix du gaz baissent en 2027 et 2028, tandis que la hausse du prix du carbone dans le cadre du système d’échange de quotas d’émission de l’UE pèse davantage sur le charbon. Le charbon devient ainsi le combustible le plus coûteux à exploiter.

Après 2028, les règles de l’UE supprimeront également le soutien du mécanisme de capacité aux centrales au charbon. Le gouvernement entend mettre à l’arrêt les dernières d’entre elles d’ici 2036. Notre scénario central prévoit leur fermeture en 2040, date à laquelle la capacité gazière de la Pologne aura plus que doublé.

Une vague de chaleur en août a porté le prix du soir à 1 870 PLN/MWh

Le 4 août 2026, une vague de chaleur a conduit PSE à déclencher pour la deuxième fois de l’année le mécanisme de capacité, obligeant chaque unité sous contrat à produire. La demande a atteint un pic de 21,2 GW, un niveau régulièrement observé en Pologne. Ce qui a rendu la soirée difficile, c’est le peu de moyens de production disponibles pour remplacer le solaire lorsque sa production a diminué.

Environ 5 GW de capacités au charbon étaient déjà à l’arrêt pour des opérations de maintenance estivale planifiées. Le faible niveau des rivières limitait l’eau de refroidissement disponible pour les autres centrales thermiques, et les parcs éoliens n’ont produit que la moitié de leur moyenne estivale.

La Pologne a eu recours au stockage par pompage ainsi qu’aux importations d’Allemagne et de Lituanie pour combler le déficit. Certaines centrales situées à l’étranger et titulaires de contrats de capacité polonais, notamment des unités en Suède, étaient nécessaires pour répondre aux besoins de leurs propres réseaux.

Le prix day-ahead a atteint 1 870 PLN/MWh à 20 h, après la fin de l’appel de deux heures. Pour un exploitant de batterie, la valeur d’une heure supplémentaire de stockage dépendait de la durée de la pointe du soir.

Pendant l’appel, le prix de déséquilibre est tombé près de zéro. Il s’agit du prix auquel les écarts entre la production et la demande programmées sont réglés en temps réel. Les unités sous contrat fournissant déjà leur puissance maximale, PSE avait peu d’équilibrage supplémentaire à effectuer pendant ces deux heures.

La hausse du solaire n’a pas encore entraîné davantage d’heures à prix négatifs

L’autre composante de la marge de trading d’une batterie est le prix payé pour la recharger. Du 1er janvier au 26 octobre 2026, la Pologne a enregistré 303 heures de prix day-ahead négatifs, légèrement moins que sur la même période en 2025. En Espagne, le nombre d’heures est passé de 547 à 693.