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

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

L’arbitrage day-ahead, l’intégration récente de l’aFRR via PICASSO et un marché intrajournalier en pleine croissance constituent désormais le cœur du modèle de revenus marchand.

Points clés à retenir

• Le facteur de dévalorisation des BESS est passé de 95 % à 13,4 % en trois ans, réduisant les revenus fixes – pourtant, 5,1 GW de BESS physiques ont 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 l’attractivité du marché pour les BESS.
• Le marché des services système polonais reste peu saturé, mais la concurrence européenne sur l’aFRR via Picasso commence à faire baisser les prix durant l’été.

La réduction du facteur de dévalorisation 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 dépend du facteur de dévalorisation, qui détermine quelle part de la capacité installée d’une batterie compte lors de l’enchère de capacité. 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 la dévalorisation varie selon la durée de la batterie.

En seulement trois ans, le facteur de dévalorisation 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 BESS physique, mais une fois dévalorisée, cela ne représente qu’environ 685 MW de capacité rémunérée. Pourtant, il s’agit de l’année la plus importante pour les projets BESS en Pologne, ce qui suggère que le marché est confiant dans la solidité des revenus marchands pour soutenir ces actifs.

Mécanismes de dévalorisation et obligation de 4 heures

En Pologne, la dévalorisation est uniforme : toutes les batteries reçoivent le même facteur, qu’elles puissent fournir de l’énergie pendant une heure ou quatre. Au Royaume-Uni, au contraire, la dévalorisation varie selon la durée, récompensant explicitement l’ajout de cellules supplémentaires.

Pris isolément, un facteur uniforme favoriserait les batteries de courte durée, qui obtiennent le même crédit CM pour un investissement moindre. Mais le marché de capacité polonais exige que les participants délivrent leur capacité contractée 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-dévaloriser davantage (environ 30 % de la capacité installée) pour garantir le respect de l’obligation, ce qui rend l’économie moins attractive que le facteur affiché ne le laisse penser.

Cela montre 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 spreads importants sur le marché de gros, les fondamentaux du marché favorisant les batteries de plus longue durée.

Le mécanisme n’offrant désormais pratiquement plus de surcroît de revenus, l’attention des BESS polonais ne porte plus sur la sécurisation de contrats de capacité généreux, mais sur la solidité du modèle de revenus marchand pour justifier l’investissement.

Services système, arbitrage day-ahead et intraday : le nouveau socle de revenus

Au-delà du marché de capacité, le principal contributeur au socle de revenus actuel en Pologne sera les services système, 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 une fois ces services saturés.

Le marché polonais des services système a connu deux transformations majeures. Les réformes du marché d’équilibrage en juin 2024 ont officiellement séparé les rôles de BRP (Balance Responsible Party) et BSP (Balancing Service Provider), permettant aux batteries de participer directement en tant que fournisseurs de services d’équilibrage.

La réserve de stabilisation 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 qu’il y a un déséquilibre entre l’offre et la demande. La Pologne ne sollicite que 171 à 197 MW de capacité FCR, répartis entre la régulation ascendante et descendante. Les prix moyens sont 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 pour les premiers actifs de dominer ce marché. Mais avec moins de 200 MW de profondeur, même quelques batteries connectées peuvent rapidement saturer 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 automatique de restauration de fréquence (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 de capacité aFRR ascendante et 400 à 440 MW descendante, ce service offre plus de profondeur que la FCR.

Le 11 juillet 2025, Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) a rejoint PICASSO (la plateforme européenne d’activation de l’aFRR transfrontalière), intégrant la Pologne à une réserve commune de restauration automatique de fréquence. Depuis, les prix de la capacité aFRR présentent un écart persistant entre la régulation ascendante et descendante. La capacité ascendante atteint en moyenne 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 sur les deux sens de l’aFRR aurait pu gagner près de 500 000 €/MW/an rien qu’en étant disponible, sans compter les paiements d’activation.

Les premiers entrants bénéficieront de rendements initiaux élevés, mais à mesure que des gigawatts de batteries se connecteront, les prix convergeront vers la moyenne de long terme, comme observé au Royaume-Uni, en Allemagne, en Australie et dans l’ERCOT.

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

Comme les revenus des services système se contractent souvent rapidement après l’arrivée massive de BESS sur un marché, la viabilité à long terme des batteries repose sur l’arbitrage énergétique, principalement sur le marché day-ahead. La Pologne dispose déjà de plus de 24 GW de solaire. Lors des jours de forte production, cela suffit à créer de fortes “duck curves” sur les prix day-ahead.

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

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

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

Le volume intraday 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 comparé aux 106 TWh allemands, mais à ce stade, le taux de croissance importe plus que la taille absolue.

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

Pour les BESS, le marché day-ahead fixe la base, tandis que l’intraday permet de réajuster en fonction des prévisions et des signaux de déséquilibre. Un marché intraday profond permet de retrader plusieurs fois, optimisant la flexibilité instantanée des batteries et augmentant les revenus.

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

Le parc charbon polonais décline sous la double pression 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, l’écart moyen day-ahead augmente. 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 l’abandon du charbon comme objectif final. Chaque gigawatt renouvelable supplémentaire accentue les rampes de charge nette, augmente l’erreur de prévision et engendre plus de curtailment. Pour les BESS, cela signifie des spreads d’arbitrage plus larges et un intraday plus profond, car les renouvelables doivent corriger leurs erreurs de prévision.

Conséquences pour les investisseurs et développeurs BESS

Le marché est encore jeune :

• Le faible nombre de batteries opérationnelles maintiendra des revenus FCR et aFRR élevés jusqu’à l’arrivée de nouveaux entrants.
• La liquidité intraday à 6,7 TWh reste 16 fois inférieure à celle de l’Allemagne
• Aucun historique d’exploitation de BESS à grande échelle en Pologne pour servir de référence

Résultat : un marché aux fondamentaux solides, mais dont l’infrastructure doit encore rattraper son retard.