La ruée vers l'or de l'aFRR en Allemagne touche à sa fin

Les gestionnaires de réseau allemands achètent environ 4,5 GW de capacité d'équilibrage liée aux batteries, dont environ 90 % sont destinés à l'aFRR. Selon Modo Energy, le parc de batteries atteindra 5,7 GW d'ici la fin de l'année. À la lumière de ces chiffres, il apparaît clairement que la capacité de stockage mise en service dépasse ce que le marché de la fréquence est en mesure de prendre en charge.

L'aFRR, ou « réserve automatique de rétablissement de fréquence », est la réserve à action rapide à laquelle les gestionnaires de réseau ont recours pour corriger les déséquilibres à court terme. Jusqu’à présent, il s’agit du secteur le plus rentable pour les batteries allemandes. Ce marché atteint ses limites plus tôt que prévu par beaucoup. Environ 580 MW ont été préqualifiés pour l’aFRR, ce qui représente environ 30 % de l’ensemble des batteries en service. Si seulement 35 % du parc de batteries prévu pour 2026 était qualifié, cela suffirait déjà à répondre aux besoins de 2 GW des GRT allemands. Toute nouvelle capacité au-delà de ce seuil devra se faire une place sur un marché déjà saturé. D’ici août 2026, le délai ne se comptera plus en années, mais en mois.

Nous savons déjà ce qui se passe lorsque le marché arrive à saturation, et les analystes de Modo Energy citent d’emblée la Grande-Bretagne comme exemple. En 2022, les batteries britanniques généraient plus de 150 000 £ par MW chaque année grâce aux services de régulation de fréquence. En 2023, ce chiffre est tombé à environ 50 000 £ par MW, soit une baisse de 73 %, lorsque l’offre a dépassé la demande. Les systèmes à courte durée de fonctionnement, conçus uniquement pour la régulation de fréquence, ont été les plus durement touchés. Lorsque cette source de revenus s’est tarie, ils n’avaient plus aucun autre moyen de générer des revenus.

Les règles du marché allemand ne sont pas exactement les mêmes, mais l’offre excédentaire fonctionne de la même manière partout : plus il y a de fournisseurs à bas prix, plus les prix baissent. Au rythme actuel, l’Allemagne accuse un retard d’environ un an à un an et demi par rapport au moment où les recettes britanniques liées aux fréquences se sont effondrées. Le déploiement s’accélère également. Rien qu’au premier semestre 2026, 888 MW ont été mis en service, soit plus que sur l’ensemble de l’année 2025. Et des capacités supplémentaires sont en attente d’être ajoutées.

La composition du chiffre d'affaires

On constate une évolution dans les chiffres de cette année. En juillet 2026, les prix de la capacité aFRR-up ont chuté de 35 % en un seul mois pour s’établir à environ 10 €/MW/h, tandis que les revenus des systèmes de stockage d’énergie par batterie (BESS) allemands ont baissé à 205 000 €/MW/an. Cette évolution observée en juillet s’explique en partie par des facteurs saisonniers, car la forte production solaire estivale réduit la rareté sur laquelle se fondent les prix. La tendance reste toutefois inchangée. Les services auxiliaires représentaient encore 55 % des revenus liés aux batteries en Allemagne en 2026, répartis entre l’aFRR et le FCR (réserve de maintien de fréquence, la réserve de première réponse très rapide). Modo s’attend à ce que cette répartition s’inverse. Les revenus à court terme sur deux heures, qui s’élèvent à 240 000 €/MW, devraient être réduits de moitié d’ici 2030, l’arbitrage sur le marché de gros fournissant environ 95 % de ce qui restera.

Les fonds ne servent plus uniquement à assurer une capacité de réserve, mais sont désormais utilisés pour négocier de l'énergie sur les marchés du jour j et intrajournaliers, en achetant à bas prix et en revendant plus cher à mesure que les fluctuations de l'énergie solaire font varier les prix. Une batterie qui ne peut vendre que sa disponibilité voit sa principale source de revenus s'amenuiser. En revanche, celle qui négocie de l'énergie continue de générer des revenus à mesure que le mix énergétique évolue.

Le marché néerlandais présente la même tendance, mais sous un angle différent. Là-bas, la capacité aFRR, qui rapportait 105 €/MW/h en 2022, ne rapporte plus que 27 €/MW/h en 2026, avec une baisse chaque année depuis lors, tandis que le volet « énergie » du marché résiste. C’est la capacité qui atteint d’abord sa saturation. C’est sur le volet « énergie » que les batteries continuent de générer des revenus. Il ne s’agit pas là d’une particularité allemande. Les marchés de réserve en Grande-Bretagne et en France sont déjà saturés après une année record pour la construction d'installations de stockage en Europe, selon un article publié sur energy-storage.news.

Fabriquer une batterie pour la prochaine étape

Trois éléments distinguent les actifs qui résisteront à cette situation de ceux qui ne le feront pas. La durée, car une durée de deux heures ou plus permet de transférer de l’énergie réelle vers les fenêtres de marché de gros plutôt que de se contenter de maintenir de la puissance en réserve. La co-optimisation, car la valeur réside désormais dans la transition entre l’énergie aFRR, le mFRR (la réserve activée manuellement), le marché day-ahead et le marché intrajournalier heure par heure, et non plus dans le fait de « parquer » la capacité dans une seule enchère. Et enfin, la discipline en matière de garantie, car la recherche de marges sur le marché de gros par des cycles agressifs n’est rentable que si elle respecte les limites garanties pour vos cellules.

Cela s'avère plus difficile pour les actifs de petite taille, et c’est précisément là que l’agrégation prend tout son sens. Une batterie isolée d’une puissance comprise entre 1 et 5 MW dispose rarement de l’envergure ou de la structure de négociation nécessaires pour optimiser simultanément sa présence sur tous les marchés en temps réel. Regroupés au sein d’une centrale électrique virtuelle, un parc de batteries distribuées gérées comme un tout, ces mêmes actifs franchissent les seuils requis par les marchés et répartissent leurs revenus entre différents services, plutôt que de faire reposer leur viabilité économique sur une seule enchère saturée.

C'est précisément le rôle du système FLEXO de Hive Power. Il optimise conjointement chaque batterie sur les marchés auxiliaires et de gros, et maintient les cycles de charge-décharge dans les limites prévues par la garantie ; ainsi, un portefeuille constitué aujourd'hui n'est pas évalué en fonction d'un flux de revenus déjà en déclin.

D’ici fin 2027, le marché de gros et les échanges intrajournaliers représenteront la majeure partie des revenus du secteur allemand des systèmes de stockage d’énergie par batterie (BESS), et le modèle économique axé sur l’aFRR qui a financé l’essor de 2024 à 2025 apparaîtra comme une relique du passé. Les gagnants seront les batteries construites, optimisées et financées dès aujourd’hui pour l’ère du marché de gros. Ce travail doit être mené avant que les revenus liés à la régulation de fréquence ne diminuent pour atteindre le niveau de ceux observés au Royaume-Uni. La ruée vers l’or n’est pas terminée.

FAQ

Pourquoi les recettes annexes liées aux batteries en Allemagne sont-elles en baisse en 2026 ? L'offre rattrape la demande. Les gestionnaires de réseau de transport (GRT) allemands acquièrent environ 4,5 GW de capacité d'équilibrage liée aux batteries, alors que le parc devrait atteindre 5,7 GW d'ici la fin de l'année. À mesure que de nouvelles batteries obtiennent leur préqualification, la concurrence fait baisser les prix de compensation. En juillet 2026, les prix de la capacité aFRR-up ont chuté de 35 % en un seul mois, selon les chiffres de Modo Energy.

D’où proviendront les revenus liés aux systèmes de stockage d’énergie par batterie (BESS) à mesure que les marchés auxiliaires arriveront à saturation ? Du négoce de gros, principalement l’arbitrage « day-ahead » et intrajournalier. Modo Energy prévoit que le marché de gros fournira environ 95 % des revenus liés aux BESS allemands sur une période de deux heures d’ici 2030, contre une part minoritaire aujourd’hui. Les batteries à plus longue durée de vie, capables de transférer de l’énergie tout au long de la journée plutôt que de se contenter de fournir une capacité de réserve, sont les mieux placées pour tirer parti de cette opportunité.

Quelles sont les implications de la saturation du marché pour un projet de batterie d’une puissance comprise entre 1 et 5 MW ? Ce sont les installations de petite taille qui sont les premières à en subir les conséquences, car elles reposent souvent sur une seule source de revenus et ne disposent pas de l’envergure nécessaire pour opérer sur plusieurs marchés. Leur regroupement au sein d’une centrale électrique virtuelle (VPP) leur permet d’atteindre les seuils d’entrée sur le marché et d’optimiser conjointement leurs performances sur les marchés auxiliaires et de gros, ce qui leur assure une diversification des revenus plutôt que de dépendre d’une seule enchère en voie de saturation.

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