FCR · aFRR · mFRR · Arbitrage au comptant · Commercialisation FTM
Énergie de réglage avec stockage par batterie : revenus FTM pour le stockage industriel
Un stockage industriel de 1 MW génère quotidiennement des revenus grâce à la FCR, à l'aFRR, à la mFRR et à l'arbitrage spot – de manière entièrement automatique, indépendamment du fonctionnement de la production.
La plupart des fournisseurs vendent du matériel ou de l'électricité. CUBE CONCEPTS construit le système sous-jacent.
200.000–300.000 €
Revenus bruts FTM par MW/an
Valeur indicative CUBE CONCEPTS
+39 %
revenus de prestations aFRR en 2025
Indice des revenus des batteries ISEA
1 MW
Offre minimale FCR, aFRR, mFRR
des installations plus petites dans le pool
1er janvier 2027
§118 : Date d’investissement
Selon le projet AgNes · IBN jusqu'au 4.8.2029
§118 : Décision d’investissement conformément au projet AgNes avant le 1er janvier 2027 – encore 83 Jour
Calculer le potentiel FTM – gratuitement →
Gratuit · 1–2 semaines · Sans engagement
Les quatre canaux de revenus FTM
FCR · aFRR · mFRR · Spotarbitrage – un portefeuille, quatre sources de revenus
Aucun canal individuel ne maximise durablement le rendement. CUBE EfficiencyUnit réévalue quotidiennement le CVR, l’aFRR, le mVRR et l’arbitrage en fonction des prix du marché, des fenêtres horaires de livraison et de votre prévision de charge.
FCR ↘ En baisse
Réserve de régulation primaire
Performance de régulation primaire · performance maximale en ≤30 secondes
RémunérationPrix du produit selon le prix unitaire (pay-as-cleared), vente aux enchères quotidienne avec des produits disponibles pendant 4 heures
Dégradation~0,3 cycles complets par jour – faible
TendanceCanal le plus rentable en 2022/23, depuis lors en baisse ; en 2025, environ 106 000 €/MW (−6,9 %)
Reste un élément du portefeuille. Source : regelleistung.net · Indice des revenus des batteries ISEA, revenus 2025
aFRR ↗ +39 % 2025
Réserve de Rétablissement de Fréquence Automatique
Puissance de réglage secondaire · terminée en 5 minutes
RémunérationPrix de performance (pay-as-bid, quotidien, produits de 4 heures) + prix de travail via PICASSO
OptimalSystème 2h (0,5C) – canal de croissance le plus important en 2025
TendanceProduits de l'activité 2025 +39 % à plus de 146 000 €/MW (système 2 heures)
mFRR ↘ Canal d'appoint
Réserve de restauration de fréquence manuelle
Réserve de minutes · Activation dans les 12,5 minutes
RémunérationPrix du travail (pay-as-bid, quotidien, produits de 4 heures) + prix de la main-d'œuvre
RappelDepuis 2022, via la plateforme européenne MARI
RestrictionL'activation manuelle fait perdre le temps de réaction avantageux de BESS
Canal complémentaire lorsque le FCR et l’aFRR ne sont pas entièrement chargés. Source : regelleistung.net
Arbitrage ↗ En hausse
Jour à l'avance et intraday · Arbitrage spot
EPEX SPOT · Journée-Avant depuis le 1er octobre 2025 en quart d'heure
MécanismeCharger à des prix négatifs/bas, décharger à des prix élevés
Données du marché573 heures avec des prix de gros négatifs en 2025 (2024 : 457)
TendanceCroît avec l'augmentation de la part des ERP
Stabilisé à des prix d'énergie réglementés faibles. Source : BNetzA/SMARD · BNetzA 2025
Stratégie de portefeuille : CUBE EfficiencyUnit réévalue quotidiennement les canaux FCR, aFRR et mFRR en complément et en arbitrage – selon les prix du marché, les fenêtres HLZ et votre prévision de charge. Pas de plan de canal fixe, pas besoin de modification manuelle.
Prérequis
À partir de quand une batterie de stockage peut-elle participer au marché de l’énergie de réglage ?
Cinq facteurs déterminent le potentiel de FTM dans votre site. CUBE CONCEPTS analyse tous les cinq dans la première étape – gratuitement, à partir de vos données de trafic.
Exigences minimales
1 MW
Taille minimale de l'offre
750 kW
Entrée chez CUBE CONCEPTS, commercialisation dans le pool
≤30 s
FCR : pleine puissance
5 minutes
aFRR temps de réponse complet
Préalisation : Conformité avec les exigences techniques lors de l’installation des batteries dans le système de stockage de l’énergie (FCR), notamment une durée minimale d’activation de 15 minutes et une réserve de puissance de 25 °C %. CUBE CONCEPTS coordonne la préqualification en tant que prestataire de services complets.
Cinq facteurs pour le business case
01
Puissance de raccordement au réseau
La puissance de raccordement libre détermine la capacité compatible FTM.
02
Dimensionnement de la batterie (taux C)
Les systèmes à 2 heures ont généré environ 259 000 €/MW en 2025, les systèmes à 1 heure environ 151 000 €/MW (ISEA)
03
Opérateurs de réseau & Niveau de réseau
Les tarifs d’accès, les périodes de pointe et les conditions d’accès diffèrent selon les opérateurs ; les prix réglementés d’énergie sont appliqués de manière uniforme à l’échelle fédérale.
04
BTM-Profil §19 / §118
§19 : Notification jusqu’au 30 septembre (jusqu’en 2028) · §118 : Décision d’investissement avant le 1er janvier 2027 (projet), IBN jusqu’au 4 août 2029
05
Répartition BTM/FTM
La capacité restante après la couverture BTM détermine le potentiel FTM
Demande d'analyse de site
CUBE CONCEPTS analyse tous les 5 facteurs – gratuitement, à partir de vos données de trafic
La réponse courte est que l'énergie de réglage est pertinente pour les gestionnaires de réseau. Les gestionnaires de réseau (appelés Operator of the Transmission System ou TS0 en anglais) sont responsables de l'équilibre entre l'offre et la demande d'électricité en temps réel. L'énergie de réglage est l'une de leurs principales outils pour y parvenir. Plus spécifiquement, l'énergie de réglage est pertinente pour : * **Les gestionnaires de réseau de transport (GRT)** : Ce sont les entités qui exploitent les lignes à haute tension qui transportent l'électricité sur de longues distances. Ils ont la responsabilité principale de maintenir la stabilité du réseau et d'assurer que l'offre correspond à la demande à chaque instant. Ils achètent ou vendent de l'énergie de réglage auprès des producteurs ou des consommateurs pour cette raison. * **Les producteurs d'électricité** : Ceux qui possèdent des centrales électriques (conventionnelles ou renouvelables) peuvent offrir des services de réglage à leurs gestionnaires de réseau. En contrepartie, ils sont rémunérés. Cela peut être une source de revenus supplémentaire. * **Les grands consommateurs industriels ou des agrégateurs de demande** : Ils peuvent également participer au marché de l'énergie de réglage en réduisant leur consommation sur demande du gestionnaire de réseau. En échange, ils reçoivent une compensation. Ce marché est souvent appelé "la gestion de la demande" ou "flexibilité de la demande". * **Les opérateurs de stockage d'énergie** : Les systèmes de stockage, comme les batteries à grande échelle, peuvent agir comme des fournisseurs d'énergie de réglage en injectant ou en retirant rapidement de l'énergie du réseau. En résumé, toute entité impliquée dans la production, le transport, la consommation ou le stockage d'électricité, et qui a la capacité d'ajuster son comportement pour aider à la stabilité du réseau, est concernée par l'énergie de réglage.
Quel profil vous correspond ?
Quatre profils décisionnels – des questions différentes, mais la même base : calcul ouvert sur la base de vos données sur le site.
Décision d'investissement et clarté du bilan
„Quel IRR est réaliste – et comment le calculer ?“
Étude de KPMG : IRR 10,5 % pour LFP (10 MW / 40 MWh, février 2026) ; sa valeur résulte de la comptabilité ouverte. Contracting Possibilité de déduction des actifs hors bilan dans le BESS (conformité avec IFRS 16). Comptabilité ouverte basée sur votre charge d’utilisation – CUBE BatterySizer calcule plus de 250 variantes d’exploitation spécifiques au site.
0 € CAPEX · Hors bilan IFRS · Open-Book
Objectifs de durabilité et reporting CSRD
„ Comment la commercialisation de FTM affecte-t-elle notre bilan en matière de CO₂ ? “
Participation à l’énergie régulée = contribution mesurable au système pour la stabilité du réseau. Selon l’Agence fédérale de la gestion des réseaux, les batteries ont une „ fonction particulière dans le système d’alimentation électrique de l’avenir en tant que dispositifs de flexibilité “. Les données de fonctionnement peuvent être intégrées dans la communication CSRD (ESRS E1).
Compatible CSRD · utile au système · justifiable
Sécurité opérationnelle et ingénierie des installations
„ Comment le stockage s’intègre-t-il à notre production sans intervention humaine ? “
Automatique. La CUBE EfficiencyUnit contrôle FCR, aFRR et arbitrage sans intervention dans le système de contrôle, la technologie de pilotage ou la gestion de production. Suivi 24/7. Conception du système indépendante du fabricant – au moins 3 devis comparables, évalués par LCOS.
Entièrement automatique · aucune intervention · 24h/24 et 7j/7
Approvisionnement en énergie et coûts d'achat d'électricité
„ Comment puis-je exploiter le potentiel inutilisé de FTM sur mon réseau domestique ? “
Facturation mensuelle par canal, OPEX indiqué séparément – pas de facturation transparente en mode pool. Mesures de référence du marché (ISEA, KPMG) comme base de décision. Pas de portefeuille de fournisseurs – vos données, votre calcul.
Ouvert · je Kanal · sans engagement
Chiffres d'affaires et Business Case
Qu'est-ce qu'un stockage industriel rapporte avec la commercialisation FTM ?
Valeurs indicatives de CUBE CONCEPTS, classées selon l’ISEA Battery Revenue Index et le rapport de comparaison de KPMG (février 2026). Tous les chiffres sont dépendants de la localisation : l’alimentation en électricité, la durée de stockage et la répartition entre BTM et FTM influencent le résultat.
Revenus bruts totaux FTM
200.000–300.000 €
pro MW/an · Valeur indicative CUBE CONCEPTS ; ISEA 2025 : environ 259 000 € pour un stockage de 2h
part dans l'aFRR
Le plus grand canal en 2025
Performance aFRR +39 % · Index de revenus des batteries ISEA
LCOS LFP – Benchmark
110 €/MWh
KPMG AG, février 2026 · Taille de comparaison pour l’appel d’offres du constructeur
LCOS ZnBr (Flux de Zinc-Brome)
104 €/MWh
KPMG AG, février 2026 · LCOS le plus bas, fonctionnement à long terme
LCOS NIB (Batterie Sodium-Ion)
127 €/MWh
Aucune expérience opérationnelle, dans le statut d'observateur · KPMG AG, février 2026
Exemple de pratique – Site industriel de 1 MW / 2 MWh LFP · FTM commercialisation
Revenus bruts FTM/an200.000–300.000 €
Charges d'exploitation annuelles (exploitation et maintenance, commercialisation)−55.000 €
Produit net du marché/an145.000–245.000 €
Contracting-Part (25 %)~36.000–61.000 € par an
GIK (environ 250 €/kWh)~500.000 €
Rapport d'IRR de référence de KPMG pour LFP (10 MW)10,5 %
Amortissement2–4 ans
Achats : contrôle total · 100 % des revenus % nets
Normes CUBE CONCEPTS · IRR selon le calcul comparatif de KPMG (10 MW / 40 MWh, février 2026) · Spécifique au site : l’alimentation en réseau, la durée de stockage et la répartition BTM/FTM influencent le résultat · Analyse de potentiel gratuite
Calculer le potentiel de revenus FTM →
CUBE BatterySizer calcule plus de 250 variantes opérationnelles spécifiques au site · gratuit
Logique de contrôle et conflits quotidiens
Trois conflits par jour – la CUBE EfficiencyUnit les résout automatiquement
FCR, §19-Compliance et arbitrage rivalisent quotidiennement pour la même capacité de stockage. CUBE EfficiencyUnit priorise automatiquement – sans intervention manuelle.
01
FCR vs. écrêtage de pointe
FCR lieutère ~50 % SoC symétriquement – capacité qui manque pour le shaving en pointe.
Solution : Repriorisation horaire selon le HLZ + prévision de la demande + prix du marché
02
Arbitrage par rapport au §19-HLZ
Les périodes de recharge avantageuses coïncident avec les fenêtres HLZ – la recharge risque d’entraîner une réclamation en vertu de l’article 19.
Solution : HLZ déposée quotidiennement, opérations de charge bloquées automatiquement
03
Seuil de cycle
Trop faible marge de prix = la période coûte plus qu'elle ne rapporte.
Solution : calcul dynamique du point d’équilibre – seules les périodes rentables sont exécutées
Journée type illustrative – fonctionnement multi-usage
Produit de rémission par profil d'emplacement
Quelle stratégie convient à votre emplacement ?
Pas de lock-in sur le canal – la stratégie suit le marché et votre profil de consommation, pas le fabricant.
Profil 1 – Prix élevé pour des performances élevées
Première étape : BTM – Peeling à la pointe et §19
Une seule hausse de 1/4 d'heure détermine le montant des honoraires pour toute la période de facturation. BTM apporte une valeur immédiate et mesurable.
BTM arrive en premier – FTM complète les fenêtres non conformes à la HLZ. §19 Délai de dépôt des demandes : 30 septembre (jusqu’en 2028).
Profil 2 – Capacité de réseau libre
Première étape : FTM – aFRR + arbitrage
La capacité d’alimentation en réseau libre est la carte d’entrée sur les marchés régulateurs d’énergie. 200 000 à 300 000 €/MW/an de revenus brut de la TFM.
FTM arrive en premier – le même stockage change plus tard en mode combiné sans remplacement matériel ; la limitation des volumes électriques réglemente la configuration MiSpeL depuis octobre 2026.
Profil 3 – Installation photovoltaïque présente
Première étape : BTM – Autoconsommation + Peaking
FCR possible. L’arbitrage est limité par les dispositions de l’EEG. MiSpeL propose depuis octobre 2026 un mix PV + FTM.
Avec MiSpeL : première fois que l’installation photovoltaïque et la commercialisation de FTM sont réalisés simultanément sans conflit d’intérêts.
Profil 4 · Depuis MiSpeL (octobre 2026)
BTM + FTM combinés – combinaison complète
MiSpeL (détermination de BNetzA conformément à l’article 85d de l’EEG) permet pour la première fois l’installation de PV et la commercialisation de FTM sans conflit de financement : arbitrage et prime du marché EEG combinés.
Pas de stratégie de lock-in par canal – la stratégie suit le marché, pas le fabricant.
Quel profil correspond à votre emplacement
Envoyer votre projet – CUBE CONCEPTS analyse gratuitement
Pré-qualification de service complet
De l’analyse de la courbe de charge jusqu’à l’exploitation – ce que CUBE CONCEPTS prend en charge
01
Analyse des derniers passages et calcul à livre ouvert
CUBE BatterySizer analyse la capacité nette libre, la qualification §19 et la dimensionnement optimal des batteries – tous les leviers FTM et BTM avec des montants en euros.
Gratuit · 1–2 semaines
02
Configuration système et vote de l'UEG
Conception de l’essai, coordination avec l’UNB, appel d’offres pour les fabricants – au moins 3 propositions, évaluation de la qualité des images LCOS, indépendante du fabricant.
2–4 mois
03
Tests techniques et préqualification des gestionnaires de réseau de transport
Montage, branchement en réseau, configuration EfficiencyUnit CUBE, préqualification auprès de l’ONUB – FCR ≤30 secondes, aFRR 5 minutes.
3 à 6 mois
04
Exploitation et facturation en cours
Soumission d'offres, expédition, facturation mensuelle par canal (OPEX indiqué séparément). Surveillance 24h/24 et 7j/7, conformité §19 documentée.
Plus de 20 ans
Positionnement sur le marché
Positionnement sur le marché – pourquoi l’Open Book plutôt que les optimiseurs de pool ?
La plupart des fournisseurs vendent du matériel ou de l'électricité. CUBE CONCEPTS construit le système sous-jacent.
| Critère | Optimiseur de fournisseur | CUBE CONCEPTS |
|---|---|---|
| Base de calcul | Portefeuille/Fabricant – optimisé pour sa propre charge de travail | Votre plan d'action – spécifique au lieu, avant sa mise en œuvre |
| Livre ouvert | Internement – inaccessible avant la conclusion du contrat | Toutes les hypothèses ouvertes · avant leur définition · aucune position de négociation |
| Mélange d'échantillons | Souvent mono-canal – l’optimum du fabricant | FCR + aFRR + mFRR comme canaux auxiliaires + Arbitrage dynamique |
| Priorité EMS | Récompense des fournisseurs – §19 en second lieu | Intérêt des clients – §19 + Peak Shaving en premier lieu |
| Préqualification | Page client – effort personnel | Service complet CUBE – incluant la coordination avec l’UNB |
| Facturation | Fonds, résultat d'exploitation non transparent | Revenus nets par canal, charges d'exploitation présentées séparément |
Notre calcul ouvert n’est pas une position de négociation – c’est la base sur laquelle le partenariat fonctionne. Open Book signifie transparence dans la relation commerciale – pas de divulgation publique des données du projet.
Demande de calcul à livre ouvert
Fournir des données de référence – nous mettons en valeur votre potentiel en fonction de vos données, pas de notre portefeuille
Objections typiques
Les objections les plus fréquentes – nos réponses directes
„ §19-Compliance souffre lorsque FTM est en cours. “
Les exigences de la norme §19 et le peak shaving ont toujours la priorité. FTM fonctionne exclusivement dans des périodes horaires exemptes de HZ. La CUBE EfficiencyUnit bloque automatiquement les chargements – pas de manipulation manuelle, documentée de manière sécurisée. Norme §19 : délai de dépôt des demandes : 30 septembre.
„ Et si les prix FCR continuaient de baisser ? “
Stratégie de portefeuille : FCR + aFRR + mFRR en tant que canal complémentaire + arbitrage sont pondérés dynamiquement quotidiennement. Les revenus issus de l’aFRR ont augmenté de 39 en 2025 % (ISEA Battery Revenue Index) – le changement de canal s’effectue sans modification matérielle. Le FCR reste un élément du portefeuille, pas une composante à part entière.
„ Nous n’avons pas de capacité de réseau disponible. “
Souvent, la capacité de recharge disponible est supérieure à celle connue en interne. CUBE BatterySizer analyse plus de 250 variantes de fonctionnement en fonction de vos données de charge – gratuitement, avant votre décision.
„ Nous ne savons pas encore si nous voulons acheter Contracting ou non. “
Ce n’est pas un obstacle. La comptabilité ouverte permet de présenter les deux modèles côte à côte – sur la base du même site, des mêmes chiffres. Contracting (0 € en CAPEX, 25 % de % part de marché) ou achat (100 % de % revenus) : CUBE CONCEPTS calcule les deux coûts avant de prendre une décision définitive.
Références
Références Tier-1 – à l’échelle européenne · sur le même fondement
Plus de 150 projets de PV réalisés, déploiements à plusieurs sites à travers l'Europe. Maintenant, des batteries – sur le même fondement, avec les mêmes exigences.
Références disponibles sur demande.
TI Automotive
Magna International
Valeo
Voestalpine
Tenneco
Interview
Projets énergétiques à travers l'Europe
Votre emplacement est-il également qualifié →
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Questions fréquentes
Énergie de réglage & FTM – Réponses pour les décideurs
FCR (Frequency Containment Reserve) doit fournir toute la puissance en 30 secondes. Le prix est payé en fonction de la disponibilité : une vente aux enchères quotidienne le jour précédent avec six produits de 4 heures chacun, prix unitaires (pay-as-cleared). Environ 0,3 cycle complets par jour, donc une faible dégradation. Les recettes FCR diminuent depuis 2023 (2025 : environ 106 000 €/MW, −6,9 % selon ISEA), mais FCR reste un élément du portefeuille.
aFRR (Performance secondaire) doit fournir toute la puissance en 5 minutes. Les prestations (vente quotidienne, produits de 4 heures, pay-as-bid) et les heures travaillées (plateforme européenne PICASSO) sont rémunérées. Selon l’ISEA Battery Revenue Index, les revenus des prestations d’un stockage de 2 heures ont augmenté de 39 % en 2025 pour % atteindre plus de 146 000 €/MW, tandis que les revenus sur tous les marchés ont % diminué de 16 %.
La taille minimale d’offre est de 1 MW pour FCR, aFRR et mFRR ; les installations plus petites sont commercialisées par un fournisseur préqualifié dans le pool. CUBE CONCEPTS réalise des batteries de stockage allant jusqu’à 750 kW. Parmi les critères à vérifier figurent notamment les temps d’activation (FCR 30 secondes, aFRR 5 minutes, mFRR 12,5 minutes). CUBE CONCEPTS assure la préqualification en tant que prestataire complet.
CUBE CONCEPTS prévoit des recettes bruttes de 200 000 à 300 000 € par MW et par an ; selon l’ISEA Battery Revenue Index, le potentiel d’un stockage de 2 heures en 2025 s’élèverait à environ 259 000 €/MW. Spécifique au site ; comme indicateur de coûts, le LCOS est utilisé ; pour l’LFP, 110 €/MWh (KPMG AG, février 2026). Analyse de potentiel gratuite.
Priorisation quotidienne selon HLZ, prévision de la charge et prix du marché. Le respect de la réglementation §19 et le shaving des pics ont toujours la priorité. FTM ne fonctionne que dans des périodes horaires exemptes de HLZ – délai de demande §19 : 30 septembre – documenté de manière fiable pour les audits.
CUBE calcule en fonction de votre trafic – ouvertement, toutes les hypothèses étant exposées avant la prise de décision. Les optimisateurs de pool calculent en fonction de leur portefeuille. Résultat : une calculs dans l’intérêt du client, et non dans l’intérêt du fournisseur.
Chargement à des prix négatifs ou favorables, déchargement à des prix élevés, sur le marché day-ahead (depuis le 1er octobre 2025 à la minute) et dans le trading intraday. En Allemagne, en 2025, il y avait 573 heures de négociation à des prix de gros négatifs (2024 : 457). L’arbitrage stabilise les bénéfices grâce à des prix réglementaires bas. Source : Bundesnetzagentur/SMARD.
Oui – la CUBE EfficiencyUnit coordonne automatiquement. Le BTM (§19 délai de dépôt des demandes 30 septembre) a la priorité. Le FTM fonctionne dans des périodes de capacité libre. MiSpeL: PV + FTM depuis octobre 2026 combinés. §118: Décision d’investissement selon le projet AgNes avant le 1er janvier 2027, mise en service d’ici le 4 août 2029.
Prochaine étape
Analyser le potentiel FTM – spécifique au site et gratuit
CUBE CONCEPTS calcule, en fonction de votre trafic, la capacité de réseau libre, la dimensionnement optimal des capacités de stockage, le FCR/aFRR/potentiel d’arbitrage et votre prévision de revenus – en temps réel, avant votre décision.
§118 : Décision d’investissement conformément au projet AgNes avant le 1er janvier 2027 – encore 83 Jour
Envoyer votre demande – analyse gratuite du potentiel →
Gratuit · 1 à 2 semaines · Pas de contrat · § 118 : Décision d’investissement avant le 1er janvier 2027 (projet AgNes)
Sources : regelleistung.net · Indice des revenus des batteries ISEA 2025 · BNetzA/SMARD · KPMG, Étude de cas sur les batteries stationnaires, février 2026 · § 118, al. 6 de l’EnWG · BNetzA, projet de réglementation AgNes du 06.08.2026 · BNetzA, décision MiSpeL du 01.10.2026 · § 19 StormNEV
État : 09.10.2026. Informations AgNes selon le projet de réglementation ; la décision définitive est prévue fin 2026.
État : 09.10.2026. Informations AgNes selon le projet de réglementation ; la décision définitive est prévue fin 2026.
Sujets approfondis
Stockage par batterie – tous les sujets en un coup d’œil
Des batteries de stockage qui réduisent les coûts énergétiques. Des régulateurs qui permettent de faire varier le débit. Activer le potentiel de croissance de votre réseau électrique – aujourd'hui.
Rachat & LCOS
Réductions BTM + recettes du marché FTM – Données, sources, calcul
Réduction de charge et §19
Baisser le prix de la puissance, observer le délai de soumission du §19 au 30 septembre
Utilisation multiple BTM + FTM
Combinez les deux sources de revenus – combinaison complète dès la phase III
Solution CUBE Bénéfice Flexible
Le modèle opérationnel de haut niveau : FTM, BTM et Full Kombi