​Le marché de capacité polonais a constitué la principale source de revenus pour les projets de batteries à l’échelle industrielle, offrant des paiements garantis par l’État à long terme pour la disponibilité. De 2022 à 2024, les enchères de capacité en Pologne ont attribué certains des contrats BESS les plus généreux d’Europe. Mais d’ici 2025, les paiements effectifs liés à la capacité ont chuté de 85 %. Sur cette période, un total de 11 à 12 GW de batteries sont programmés pour être livrés d’ici 2030.

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Mais le marché de capacité seul ne peut plus soutenir les batteries depuis la réduction du facteur de dégradation. Pourtant, l’intérêt pour les enchères reste élevé, montrant que le cas d’investissement pour les BESS demeure attractif, même sur une base purement marchande.

L’arbitrage sur le marché au jour le jour, l’intégration récente de l’aFRR avec PICASSO, et un marché intrajournalier en pleine croissance constituent désormais le cœur des revenus marchands.

Points clés à retenir

• Le facteur de dégradation des BESS est passé de 95 % à 13,4 % en trois ans, érodant 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 au jour le jour 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 en Pologne affiche 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 dégradation 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, le succès des BESS sur ce marché dépend du facteur de dégradation, qui détermine la part de la capacité installée prise en compte lors des enchères. 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 à d’autres marchés européens où il varie selon la durée de la batterie.

En seulement trois ans, le facteur de dégradation 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 dégradée, cela ne représente qu’environ 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 a confiance dans la solidité des revenus marchands pour soutenir ces actifs.

Mécanismes de dégradation et obligation de 4 heures

En Pologne, le facteur de dégradation est uniforme : toutes les durées de batterie reçoivent le même facteur, qu’elles puissent fournir de l’énergie pendant une heure ou quatre. Au Royaume-Uni, en revanche, il varie selon la durée, valorisant explicitement les batteries de plus longue durée.

Pris isolément, un facteur uniforme favoriserait les batteries de courte durée, qui obtiennent le même crédit CM avec un investissement moindre. Mais le marché de capacité polonais impose aux participants de fournir leur capacité contractuelle pendant au moins quatre heures consécutives. Ce plancher d’obligation annule tout avantage théorique de courte durée. En pratique, les développeurs de batteries 2 heures doivent s’auto-dégrader davantage (jusqu’à environ 30 % de la capacité installée) pour s’assurer de respecter l’obligation, ce qui dégrade l’économie des projets de courte durée par rapport au facteur affiché.

Cela indique que la valeur du contrat CM n’est plus considérée comme la source marginale de revenus pour les développeurs BESS. Désormais, les développeurs visent directement les écarts profonds du marché de gros, les fondamentaux du marché favorisant les batteries de plus longue durée.

Avec un mécanisme qui n’offre désormais quasiment plus de prime, l’attention des BESS polonais ne se porte plus sur la sécurisation de contrats de capacité généreux, mais sur la solidité du stack de revenus marchands pour justifier l’investissement.

Services système, arbitrage au jour le jour et intrajournalier : le nouveau socle de revenus

Au-delà du marché de capacité, la principale source de revenus actuelle en Pologne sera les services système, au moins dans la première phase du marché. Dans d’autres pays européens, les BESS ont d’abord bénéficié de revenus élevés via la FCR et l’aFRR, avant de se tourner vers les marchés de gros à mesure que ces services se saturaient.

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

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

Pour les opérateurs BESS, la FCR offre des revenus stables et une opportunité de dominer ce marché pour les premiers actifs installés. Mais avec moins de 200 MW de profondeur, il suffira de quelques BESS en service pour saturer rapidement ce marché.

L’aFRR offre plus de profondeur, mais se sature à l’échelle européenne avec PICASSO

Le second service système d’intérêt pour les batteries est la réserve de restauration de fréquence automatique (aFRR), qui réagit en moins de 5 minutes à une déviation de fréquence et prend le relais de la FCR. Avec 400 à 500 MW d’aFRR ascendante et 400 à 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 pour l’activation transfrontalière de l’aFRR), intégrant la Pologne à une réserve européenne partagée. Depuis, les prix de la capacité aFRR affichent un écart persistant entre régulation ascendante et descendante. La capacité ascendante tourne 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 constitue une source de revenus fiable tant que le marché n’est pas saturé. Une batterie s’engageant à fournir les deux directions d’aFRR pouvait gagner près de 500 000 €/MW/an rien qu’en disponibilité, sans compter les paiements d’activation.

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

Arbitrage au jour le jour : le solaire transforme déjà les prix polonais

Comme les revenus des services système se compressent souvent rapidement après l’arrivée massive de BESS, la viabilité à long terme des batteries repose sur une stratégie d’arbitrage énergétique, principalement sur le marché au jour le jour. La Pologne dispose déjà de plus de 24 GW de solaire. Lors des journées à forte production, cela suffit à provoquer de profondes « duck curves » dans les prix au jour le jour.

Lors des journées ensoleillées, les prix de la mi-journée chutent sous les -90 €/MWh, le solaire inondant le marché. Le parc charbonnier polonais, encore majoritaire dans la base, ne peut pas réduire sa production assez vite pour absorber le surplus. Arrêter puis redémarrer une centrale au charbon coûte plus cher que de supporter quelques heures de prix négatifs, donc les installations 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 fait grimper les prix au-dessus de 150 €/MWh. Les écarts journaliers moyens ont ainsi atteint 153 €/MWh en 2025, soit 17 % de plus qu’en Allemagne.

Marché intrajournalier : d’un marché étroit à un marché essentiel

Le volume intrajournalier polonais a atteint 6,7 TWh sur les bourses EPEX et TGE en 2025, soit une hausse de 170 % sur un an. Cela reste faible face aux 106 TWh allemands, mais le taux de croissance compte plus que la taille absolue à ce stade.

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

Pour les BESS, le marché au jour le jour fixe la référence, tandis que l’intrajournalier permet de réajuster les offres au gré des prévisions et des signaux de déséquilibre. Un marché intrajournalier profond permet aux batteries de repositionner plusieurs fois leurs positions, 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 moyens au jour le jour augmentent. Chaque point de pourcentage de baisse du charbon ajoute environ 6 €/MWh à l’écart journalier.

La Pologne vise 30 GW de nouvelles capacités éoliennes et solaires d’ici 2035, avec la sortie du charbon pour objectif final. Chaque gigawatt de renouvelables ajouté accentue la pente des rampes de charge nette, augmente l’erreur de prévision et entraîne plus de délestages. 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 :

• Le nombre limité de batteries en service garantit des revenus FCR et aFRR élevés tant que le marché ne s’étoffe pas.
• La liquidité intrajournalière, à 6,7 TWh, est 16 fois inférieure à celle de l’Allemagne
• Aucun historique d’exploitation pour les BESS à grande échelle en Pologne pour servir de référence

Il en résulte un marché aux fondamentaux solides, mais dont l’infrastructure doit encore rattraper son retard.