​Le marché de capacité polonais a été la principale source de revenus pour les projets de batteries à grande échelle du pays, offrant des paiements à long terme garantis par l'État pour la disponibilité. De 2022 à 2024, les enchères de capacité polonaises ont attribué certains des contrats BESS les plus généreux d’Europe. D’ici 2025, les paiements effectifs de capacité ont chuté de 85 %. Sur cette période, un total de 11 à 12 GW de batteries sont prévus pour une mise en service d’ici 2030.

Mais le marché de capacité seul ne peut plus soutenir les batteries maintenant que le facteur de dépréciation a été réduit. Néanmoins, l’intérêt pour les enchères reste élevé, montrant que le cas d’investissement pour les BESS demeure attractif, même sur une base marchande.

L’arbitrage day-ahead, l’aFRR récemment intégré avec PICASSO et un marché intrajournalier en pleine croissance forment désormais le cœur du revenu marchand.

Points clés à retenir

• Le facteur de dépréciation des BESS est passé de 95 % à 13,4 % en trois ans, réduisant les revenus fixes – pourtant 5,1 GW de BESS physiques ont tout de même été attribués lors de l’enchère de décembre 2025.
• Les écarts day-ahead en Pologne ont atteint en moyenne 153 €/MWh en 2025, soit 17 % de plus qu’en Allemagne, soulignant un marché lucratif pour les BESS.
• Le marché des services système polonais offre encore des revenus non saturés, mais la concurrence européenne sur l’aFRR via Picasso commence à faire baisser les prix pendant l’été.

La réduction du facteur de dépréciation a diminué de 85 % les paiements de capacité BESS en trois ans

Le marché de capacité polonais a été l’un des plus lucratifs d’Europe. Mais partout en Europe, la réussite des BESS sur ce marché dépend du facteur de dépréciation, qui détermine quelle part de la capacité installée d’une batterie compte lors de l’enchère. À 95 %, une batterie de 100 MW est rémunérée pour 95 MW. À 13,4 %, seulement 13,4 MW.

En Pologne, Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE, le GRT polonais) a appliqué ce facteur uniformément à toutes les durées, contrairement aux autres marchés européens où la dépréciation varie selon la durée des batteries.

En seulement trois ans, le facteur de dépréciation est passé de 95 % à 60 %, puis à 13,4 % lors de la dernière enchère selon le cadre actuel. La dernière vague de projets reçoit donc des paiements de capacité basés sur un septième de leur capacité physique.

L’enchère de décembre 2025 a attribué 5,1 GW de capacité physique BESS, mais une fois dépréciés, cela représente seulement ~685 MW de capacité rémunérée. Pourtant, il s’agit de l’année record pour les projets BESS en Pologne, ce qui suggère que le marché est confiant dans la solidité des revenus marchands pour soutenir ces actifs.

La dépréciation favorise la courte durée, mais les batteries 4h dominent

La réduction du facteur de dépréciation a été décidée administrativement, sans méthodologie transparente et adaptée à la durée. Une dépréciation uniforme devrait en principe favoriser les batteries de courte durée. Pourtant, les données montrent que les batteries de 4 heures ont continué à dominer lors de la dernière enchère de 2025.

Cela indique que la valeur du contrat CM n’est plus considérée comme la source marginale de revenu pour les développeurs de BESS. Les développeurs ciblent désormais directement les écarts de prix sur le marché de gros, avec des fondamentaux de marché qui penchent pour des batteries de plus longue durée.

Avec un mécanisme qui n’offre plus vraiment de surcroît de revenu, l’attention des BESS polonais ne se porte plus sur la sécurisation de contrats de capacité généreux. L’enjeu est désormais de savoir si les revenus marchands seront suffisamment solides pour justifier l’investissement.

Services système, arbitrage day-ahead et intrajournalier : un nouveau socle de revenus

Au-delà du marché de capacité, le principal contributeur actuel au revenu sera les services système, surtout dans la première phase du marché. Dans d’autres pays européens, les BESS ont commencé avec des revenus élevés issus de la FCR et de l’aFRR, avant de se tourner vers les marchés de gros une fois ces services saturés.

Le marché polonais des services système a connu deux transformations majeures. Les réformes du marché de l’équilibrage en juin 2024 ont formellement séparé les rôles de BRP (Balance Responsible Party) et BSP (Balancing Service Provider), ouvrant la porte à une participation directe des batteries comme prestataires d’équilibrage.

La réserve de stabilisation de fréquence (FCR) est un service système qui s’active automatiquement en quelques secondes pour stabiliser la fréquence du réseau à 50 Hz dès que l’offre et la demande sont déséquilibrées. La Pologne ne réserve que 171 à 197 MW de capacité FCR, répartie entre la régulation ascendante et descendante. Les prix moyens se situent entre 15 et 25 €/MW/h. Le volume est fixé par PSE, passant de 171 MW à 197 MW en janvier 2026.

Pour les opérateurs de BESS, la FCR offre des revenus stables et une excellente opportunité pour les premiers actifs BESS de dominer ce marché. Mais avec moins de 200 MW de profondeur, quelques batteries suffisent à saturer rapidement ce marché.

L’aFRR offre plus de profondeur, mais la saturation européenne via PICASSO s’installe

Le deuxième service système intéressant pour les batteries est la réserve de restauration automatique de fréquence (aFRR), qui intervient en 5 minutes en cas de déviation et prend le relais de la FCR. Avec 400–500 MW de capacité aFRR ascendante et 400–440 MW descendante, ce service offre une profondeur supérieure à la FCR.

Le 11 juillet 2025, Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) a rejoint PICASSO (la plateforme européenne d’activation transfrontalière de l’aFRR), intégrant la Pologne à une réserve européenne partagée. Depuis, les prix de la capacité aFRR montrent un écart persistant entre la régulation ascendante et descendante. La capacité ascendante s’établit en moyenne autour de 35 €/MW/h, soit environ le double du prix descendant (15 à 25 €/MW/h).

Pour les opérateurs BESS, le paiement de capacité seul reste une source fiable de revenu tant que le marché n’est pas saturé. Une batterie s’engageant à fournir les deux directions de l’aFRR aurait pu gagner près de 500 000 €/MW/an rien qu’en disponibilité, hors paiements d’activation supplémentaires.

Les premiers entrants bénéficieront des meilleurs rendements, mais à mesure que des gigawatts de batteries se connectent, les prix convergeront vers la moyenne de long terme, comme observé au Royaume-Uni, en Allemagne, en Australie et au Texas (ERCOT).

Arbitrage day-ahead : le solaire redessine déjà les prix polonais

Les revenus issus des services système se contractant rapidement dès qu’une vague de BESS arrive sur le marché, le modèle économique à long terme doit reposer sur l’arbitrage énergétique, principalement sur le marché day-ahead. La Pologne dispose déjà de plus de 24 GW de solaire. Lors des journées à forte production, cela suffit à provoquer de fortes courbes en canard sur les prix day-ahead.

Lors des journées ensoleillées, les prix de la mi-journée chutent sous -90 €/MWh, le solaire inondant le marché. Le parc charbonnier polonais, encore majoritaire pour la base, ne peut pas réduire sa production assez vite pour absorber le surplus. Arrêter et redémarrer une unité à charbon coûte plus cher que de supporter quelques heures de prix négatifs, donc les centrales continuent à tourner à charge réduite.

Quand la production solaire baisse le soir, la demande grimpe, mais les centrales à charbon ne peuvent pas remonter assez vite, ce qui pousse les prix au-dessus de 150 €/MWh. Les écarts quotidiens moyens ont atteint 153 €/MWh en 2025, soit 17 % de plus qu’en Allemagne.

Marché intrajournalier : de marginal à essentiel

Le volume intrajournalier polonais a atteint 6,7 TWh en 2025, soit une hausse de 170 % sur un an. Cela reste minime face aux 106 TWh allemands, mais à ce stade, c’est le taux de croissance qui compte plus que la taille absolue.

Les produits de 15 minutes ont été lancés en juin 2024, et un programme de fournisseurs de liquidité de la Towarowa Giełda Energii (TGE, la bourse d’électricité polonaise) a démarré début 2026.

Pour les BESS, le marché day-ahead fixe la base, tandis que l’intrajournalier permet de réajuster les offres au fil des prévisions et des signaux d’équilibrage. Un marché intrajournalier profond permet aux batteries de retrader plusieurs fois, maximisant leur flexibilité instantanée et augmentant les revenus.

Sortie du charbon et montée des renouvelables : des écarts qui s’élargissent

Le parc charbonnier polonais se réduit sous la pression croissante du Système d’échange de quotas d’émission de l’UE et du vieillissement des infrastructures.

À mesure que la part du charbon dans la production mensuelle diminue et est remplacée par des renouvelables intermittents, les écarts quotidiens day-ahead s’élargissent. Chaque point de pourcentage de baisse du charbon ajoute environ 6 €/MWh à l’écart quotidien.

La Pologne vise 30 GW de nouvelles capacités éoliennes et solaires d’ici 2035, avec la sortie du charbon comme objectif final. Chaque gigawatt de renouvelables ajouté accentue les rampes de charge nette, augmente l’erreur de prévision et génère plus de limitations de production. Pour les BESS, cela signifie des écarts d’arbitrage plus larges et un intrajournalier plus profond, car les renouvelables doivent corriger leurs erreurs de prévision.

Ce que cela signifie pour les investisseurs et développeurs BESS

Le marché est jeune :

• Peu de batteries opérationnelles, donc des revenus FCR et aFRR élevés jusqu’à l’arrivée de nouveaux entrants
• Une liquidité intrajournalière de 6,7 TWh, soit 16 fois moins qu’en Allemagne
• Pas d’historique d’exploitation pour les BESS à grande échelle en Pologne comme référence

Il en résulte un marché où les fondamentaux sont solides, mais où les infrastructures doivent encore rattraper leur retard.