Le négoce d’énergie avec les BESS en Europe

Un système de stockage d’énergie par batterie (BESS) génère des revenus grâce à des stratégies d’arbitrage de prix en achetant l’électricité sur les marchés lorsque les prix sont bas, en la stockant, puis en la revendant lorsque les prix sont élevés. En Europe, ces fluctuations de prix se produisent plusieurs fois par jour pour différentes raisons, et notamment parce que la production d’électricité liée aux conditions météorologiques varie, parce que la demande suit des modèles journaliers prévisibles et parce que l’énergie traverse les frontières en raison de l'interconnexion des marchés. En conservant la tarification marginale à court terme dans sa réforme du marché de l’électricité de 2024, l’Union européenne a préservé des signaux de prix favorables à la flexibilité. Cette décision permet aux propriétaires de systèmes de stockage par batterie de continuer à exploiter efficacement des stratégies basées uniquement sur l’achat et la revente d’énergie. Au sein de l’Union européenne, le trading de l’électricité s’effectue principalement sur le marché day-ahead (DA), où les volumes et les prix sont fixés pour le lendemain, et sur le marché intraday (ID), où les positions sont ajustées le jour même de la livraison

Un changement important est intervenu pour le stockage par batterie le 30 septembre 2025, lorsque l’EPEX SPOT, la bourse européenne de l’électricité, a introduit des enchères day-ahead aux tranches de quinze minutes sur ses marchés couplés. Jusqu’alors réservée au marché intraday, cette granularité plus fine permet désormais aux opérateurs de cibler beaucoup plus précisément les pics de prix, et de réserver le marché intraday aux seuls ajustements liés à l’évolution des prévisions.

Les prix négatifs de l’électricité ne sont plus rares. L’association Eurelectric a ainsi rapporté qu’en 2024 et en 2025, le nombre d’heures de prix négatifs a bondi dans plusieurs zones d’enchères, passant dans certains cas de quelques centaines d’heures à plus d’un millier d’heures avant septembre 2025. Pour un BESS destiné au trading, ces périodes de prix négatifs sont des intervalles pendant lesquels les batteries sont payées pour se charger, l’électricité étant ensuite stockée puis revendue lors des quarts d’heure de prix positifs qui se produiront ultérieurement au cours de la même journée.

Cet article porte uniquement sur le négoce de l’énergie. Il ne traite pas des produits de régulation de fréquence, pour lesquels vous trouverez plus d’informations dans cet article relatif aux BESS et à la régulation de fréquence.

Sur le marché day-ahead, un opérateur choisit un quart d’heure pendant lequel les prix sont bas pour charger et un quart d’heure pendant lequel les prix sont élevés pour décharger, ce qui génère un programme de base reflétant les prévisions météorologiques et les augmentations habituelles de la demande. La tranche de quinze minutes étant désormais appliqué aux enchères du marché day-ahead couplé, ce programme peut être établi d’emblée avec une résolution d’un quart d’heure, ce qui améliore la précision et réduit le volume devant être redéfini ultérieurement. Sur le marché intraday, ce même opérateur met à jour ce programme lorsque les nouvelles prévisions à court terme indiquent une surperformance des centrales PV, un vent insuffisant ou des contraintes locales ; la capacité de réponse rapide de la batterie permet de passer de l’état de charge à l’état de décharge suffisamment rapidement pour monétiser en temps réel ces brèves opportunités, quelques minutes seulement avant la livraison dans certains cas. Le marché day-ahead définit une structure, tandis que le marché intraday l’affine.

Le marché d’équilibrage, ou balancing market, implique quant à lui une vérification en temps réel de votre programme. Si votre injection ou votre prélèvement réel diffère du volume déclaré, vous réglez la différence au prix de règlement des déséquilibres. Conformément au Règlement EBGL (Electricity Balancing Guideline) et à la Proposition sur l’harmonisation du règlement des déséquilibres, l’Europe a entrepris d’harmoniser les principales caractéristiques du règlement des déséquilibres, notamment via le passage du pas de règlement des déséquilibres (ISP) à quinze minutes et à l’harmonisation des conditions applicables à la tarification unique. Si la conception relève toujours du niveau national, le mot d’ordre est de faire en sorte que le prix du déséquilibre reflète la véritable valeur en temps réel de l’énergie, ce qui permet d’harmoniser les comportements sur les marchés day-ahead et intraday et le fonctionnement.

Les blocs de puissance sont modulaires par nature. Une armoire C-Cab type offre une puissance nominale de 1,5 MVA, les systèmes complets pouvant offrir une puissance de 1 à 6 MVA et jusqu’à 24 MWh par installation ; la mise en parallèle de plusieurs systèmes permet d’obtenir des installations d’une capacité supérieure. Socomec propose également un système monté sur skid (SUNSYS HES XXL SKID) intégrant dans un bloc prêt à l’emploi d’une puissance de 1,5 à 3 MVA des transformateurs moyenne (6 kV-36 kV) à basse tension et des appareils, une configuration qui réduit le travail sur site et accélère la mise en service.

Ces caractéristiques techniques sont particulièrement bien adaptées au trading de l’énergie. Le rendement aller-retour (RTE) élevé réduit l’écart, ou spread, dont vous avez besoin pour atteindre le seuil de rentabilité : les armoires 1C permettent ainsi la mise en œuvre de stratégies rapides basées sur la tranche de quinze minutes, avec plusieurs cycles peu profonds par jour, tandis que les armoires 0,5C prennent en charge les spreads plus longs du marché day-ahead, avec un nombre moins important de cycles. Les blocs de puissance modulaires permettent quant à eux à l’installation de cibler les points d’équilibre (sweet spot) des lots de 1 à 5 MW sans sur-dimensionnement ou sous-dimensionnement.

Prenons l’exemple d’un système SUNSYS HES XXL de 3 MVA / 6 MWh configuré avec des batteries LFP 1C. L’installation est raccordée à MT à un système SUNSYS HES XXL SKID afin de réduire les travaux sur site. L’objectif est de dégager des revenus provenant uniquement de l’énergie : fixation des prix sur le marché day-ahead, ajustement sur le marché intraday et gestion de l’exposition limitée au déséquilibre lorsque les règles locales le permettent.

Prévisions du marché day-ahead

Le système de gestion d’énergie (EMS) de l’opérateur analyse les prévisions météorologiques, les flux transfrontaliers et les historiques de prix afin d’optimiser les stratégies de répartition en fonction du marché. Pour un jour de semaine ensoleillée, le modèle sélectionne la fin de matinée et le début de l’après-midi pour la charge (anticipant les baisses entraînées par la production d’énergie PV) et programme la décharge en début de soirée, lorsque la demande augmente et que la production d’énergie solaire PV chute. L’EPEX SPOT utilisant désormais la tranche de quinze minutes sur le marché day-ahead, le programme cible explicitement les augmentations les plus fortes au lieu de les diluer dans un intervalle d’une heure. Une fois que les résultats sont publiés, normalement aux alentours de 12 h 57 heure CET, les prévisions servent de base pour les opérations.

Ajustements du marché intraday

L’après-midi avant la livraison, une nouvelle prévision à court terme indique une production d’énergie PV plus forte en milieu de journée. L’opérateur augmente les volumes de charge pendant les quarts d’heure de milieu de journée où les prix sont les plus bas et réduit l’activité du début de matinée pour respecter les objectifs de volume (throughput) quotidien et d’état de charge de fin de journée. Le jour de la livraison, une bande nuageuse transitoire réduit la production d’énergie PV de 16 à 17 h ; les prix du marché intraday correspondant à cette période augmentent et l’EMS avance donc une partie de la décharge du soir sur ces quarts d’heure en veillant toutefois à conserver suffisamment d’énergie pour le pic prévu aux alentours de 18 à 20 h.

Tarification négative

En été et certains week-ends de printemps, les prix sont souvent négatifs aux alentours du midi solaire. À ce moment-là, la batterie est payée pour stocker l’énergie. L’EMS définit des limites supérieures d’état de charge afin d’éviter qu’une surcharge de la batterie ne se produise trop tôt et de garder de la place si d’autres quarts d’heure négatifs se produisent ultérieurement. Les chiffres publiés par Eurelectric pour l’année 2024 confirment que de tels épisodes sont de plus en plus fréquents au sein de l’Union européenne. Il ne s’agit pas d’un phénomène de niche, mais d’une tendance structurelle caractérisant les systèmes électriques dans lesquels les énergies renouvelables représentent une part importante du mix énergétique.

Performances journalières

Lors d’une journée volatile type, notre système de 3 MVA / 3MWh pourra exécuter deux à trois cycles de charge-décharge partiels. Si les quarts d’heure d’achat moyens se clôturent à 25 €–35 €/MWh et les quarts d’heure de vente, à 70 €–110 €/MWh, le spread net après déduction des coûts O&M, de RTE, de charges auxiliaires et des modestes coûts de dégradation peut être attractif, en particulier si la tarification négative est disponible. La capacité à générer des profits durables dépend du respect d’un volume maximal de transfert d’énergie (throughput). En pratique, des cycles de charge et de décharge peu profonds, réalisés aux moments les plus favorables économiquement, sont généralement plus rentables qu’un cyclage intensif et mal ciblé.

Saisonnalité et météorologie

En hiver, les pics du soir tendent à être plus prononcés tandis que les baisses de milieu de journée sont moins importantes ; le système s’appuie davantage sur les profils prévisibles du marché day-ahead et sur les ajustements conservateurs du marché intraday. Au printemps et en été, la surproduction d’énergie PV entraîne souvent des baisses en milieu de journée et l’activité du marché intraday augmente au fur et à mesure que les prévisions à court terme s’améliorent au cours de la journée. L’analyse de l’AIE selon laquelle les énergies renouvelables couvrent l’essentiel de la demande supplémentaire tandis que la variabilité persiste repose sur l’hypothèse que ce modèle saisonnier, et donc cette opportunité d’arbitrage, perdure.

Deux dynamiques structurelles expliquent cette opportunité. D’une part, la réforme européenne du marché de l’électricité de 2024 a clarifié le cadre réglementaire en maintenant la tarification marginale pour les marchés à court terme, tout en renforçant les mécanismes de couverture à long terme, tels que les contrats pour différence (CFD) et les contrats d’achat d’énergie (PPA). Cette approche préserve la fiabilité des prix spot forts (prix sur un marché au comptant) tout en permettant aux producteurs et aux consommateurs de mieux gérer leurs risques structurels. D’autre part, le développement rapide des énergies renouvelables au sein de l’Union européenne accroît la fréquence des périodes de prix très bas, voire négatifs, à moins que la flexibilité ne progresse en parallèle, un rôle précisément assuré par les systèmes de stockage par batterie, et notamment par le SUNSYS HES XXL.

Les spécialistes du secteur et de la presse financière rapportent également que les heures de prix négatifs ont atteint des niveaux record dans certaines régions d’Europe, reflétant le décalage temporel entre production et demande. Que le vecteur de décalage soit un week-end de printemps ensoleillé ou une nuit d’automne venteuse, le remède réside dans une demande et un stockage flexible. Tant que ces deux aspects ne seront pas suffisamment développés, les spreads de quinze minutes resteront une caractéristique du marché et non une exception.