Quiconque planifie ou exploite déjà un système de stockage par batterie en mode "front-of-the-meter" (FTM) ne peut échapper à une question : qui commercialise la flexibilité de l'installation sur le marché de l'électricité – et à quelles conditions ? La réponse est dans la plupart des cas : un gestionnaire de flexibilité spécialisé. Cet article explique ce que Vente de flexibilité concrètement, cela signifie quels modèles de contrats existent, à quoi les exploitants doivent faire attention lors du choix d'un partenaire et quels fournisseurs sont actifs sur le marché allemand.
Qu'est-ce que la valorisation de la flexibilité ?
La commercialisation de la flexibilité désigne la vente de la capacité d'une installation à augmenter ou réduire à court terme sa production ou sa consommation, moyennant rémunération sur les marchés de l'électricité et de l'énergie de réglage. Dans le cas des stockages par batteries, cette flexibilité réside dans la puissance de charge et de décharge ainsi que dans la capacité disponible. Un gestionnaire de flexibilité regroupe cette flexibilité, la négocie sur des bourses telles que l'EPEX Spot ou l'EEX et prend en charge à cet effet le raccordement technique, l'accès au marché et souvent aussi la responsabilité du périmètre d'équilibre.
Pour les exploitants, cela signifie qu'ils n'ont pas besoin de mettre en place eux-mêmes d'adhésion à une bourse, de bureau de négoce propre ou d'algorithmes de trading en temps réel. Ces tâches sont prises en charge par le gestionnaire dans le cadre d'un contrat de valorisation de la flexibilité.
Commercialisation de la flexibilité, commercialisation directe et tolling comparés
Les trois termes sont souvent utilisés de manière synonyme dans la pratique, mais ils ne sont ni juridiquement ni économiquement identiques, et chaque modèle ne s'adapte pas à tous les types d'installations.
Commercialisation directe
Commercialisation directe est un terme défini par la loi selon l'article 20a de la loi allemande sur les énergies renouvelables (EEG) et se réfère en principe uniquement aux installations de production d'électricité verte subventionnées par l'EEG (photovoltaïque, éolien, biomasse, etc.). Au lieu d'un tarif d'injection fixe, l'exploitant de l'installation – ou un commercialisateur direct mandaté – commercialise lui-même l'électricité produite sur le marché et reçoit en plus une prime de marché glissante en guise de compensation par rapport à la valeur à appliquer.
Un Stockage autonome sans production propre subventionnée par l'EEG, il incombe en principe pas dans cette catégorie. La commercialisation directe pour les stockages ne devient pertinente que s'ils sont directement couplés à une installation EEG et – selon le concept de mesure – s'ils stockent et destockent de l'électricité verte. C'est précisément cette distinction qui fait l'objet de la réforme MiSpeL. En saurez plus dans nos articles “MiSpeL : Plus de marché et d'opportunités pour le stockage de masse ?”et“MiSpeL 2026 : Quand la détermination s'applique-t-elle et que signifie-t-elle pour les projets BESS ?“
Vente de flexibilité
Pour le BESS autonome classique en mode FTM, qui opère sur le marché indépendamment d'une installation de production subventionnée, il ne s'agit donc pas de la commercialisation directe, mais Vente de flexibilité le modèle pertinent ou la désignation correspondante. Il s'agit d'un montage purement contractuel sans lien avec la loi EEG, dans lequel l'exploitant participe au résultat commercial réel. Il définit également la plupart du temps, en amont et conjointement avec le commercialisateur, la stratégie de commercialisation. Celle-ci dépend souvent de la configuration technique du stockage, des conditions du marché et des objectifs économiques de l'exploitant.
Péage
Péage n'est pas non plus un terme propre à l'EEG, mais provient à l'origine du secteur des centrales à gaz. Dans ce domaine, un partenaire de tolling verse une redevance de capacité, fournit lui-même le combustible et commercialise entièrement l'électricité produite sous sa propre responsabilité. Pour les batteries de stockage, le principe fonctionne de manière analogue, mais sans combustible : un partenaire de tolling – généralement un négociant en énergie ou un investisseur financier – loue l'intégralité de la capacité de stockage pour une période définie. Il assume l'entière responsabilité du dispatching (quand et comment charger et décharger), supporte l'ensemble du risque de marché et conserve tous les revenus du négoce. En contrepartie, il verse à l'exploitant une rémunération fixe et prévisible par MW et par an, indépendamment du résultat réel du marché. L'exploitant délègue ainsi entièrement le contrôle opérationnel de l'installation.
Comparaison directe
| Modèle | Fondement juridique | Applicable aux BESS autonomes (FTM) ? | Qui supporte le risque de marché ? | Rémunération typique |
| valorisation de la flexibilité | Contractuel, sans lien avec la loi EEG | Oui – Modèle standard | Opérateur (dans le cadre de la stratégie convenue) | Intéressement aux bénéfices ou prix plancher |
| Commercialisation directe | § 20a EEG | Uniquement en cas de couplage à une production subventionnée par la loi EEG | Exploitant ou commercialisateur direct | Primes de marché + revenus de commercialisation |
| Péage | Contractuel, sans lien avec la loi EEG | Oui, mais avec une perte de contrôle totale | Partenaire de télépéage (complet) | Rémunération de capacité fixe (€/MW/an) |
La différence essentielle entre la valorisation de la flexibilité et le tolling ne réside donc pas dans le cadre juridique, mais dans la Répartition du contrôle et des risquesDans le cadre du « tolling », l’exploitant cède entièrement le contrôle du « dispatching » et obtient en échange une sécurité de planification. En revanche, lors de la valorisation de la flexibilité, l’exploitant conserve une influence sur la stratégie de ses installations – du moins dans le cadre de limites définies – et participe directement aux résultats du marché, mais en assume également la volatilité.
Comment fonctionne un contrat de valorisation de la flexibilité
Un contrat de valorisation de la flexibilité régit fondamentalement trois choses :
- accès au marché
- Maîtrise de l'installation
- Rémunération
Pour les exploitants et les investisseurs, il est primordial, sur un plan pratique, de clarifier ces éléments contractuels pertinents en amont avec les futurs gestionnaires, avant de finaliser la conception de l'installation :
- Capacité multi-marché : Le gestionnaire peut-il basculer l'installation de manière flexible entre le marché infrajournalier, le marché journalier et les marchés de réserve (aFRR, mFRR) afin de choisir la commercialisation la plus lucrative dans chaque cas ? Quels temps de maintenance et de calibration faut-il respecter ?
- Périmètre de bilan et concept de mesure : Qui assume la responsabilité du périmètre d'bilan et comment l'installation est-elle raccordée du point de vue de la mesure (point de comptage propre, compteur totalisateur, système de téléconduite) ?
- Maîtrise de la régie Dans quelle mesure le gestionnaire est-il autorisé à piloter l'installation à distance, et quelles limites (état de charge, nombre maximal de cycles) l'exploitant définit-il ? Existe-t-il des plages horaires pour les applications derrière le compteur (BTM) à respecter ?
- Conformité REMIT : Qui veille à ce que les activités de négoce respectent les obligations de transparence et de déclaration du règlement REMIT (règlement concernant l'intégrité et la transparence du marché de gros de l'énergie) ?
- Durée et options de sortie : Délais de préavis, changement de prestataire, comportement en cas de panne technique de l'installation.
Modèles de rémunération : Partage des bénéfices et prix plancher
En matière de valorisation de la flexibilité, deux modèles de base se sont imposés, qui sont souvent combinés :
Intéressement Le spécialiste du marketing ou l'agrégateur reçoit un pourcentage du résultat commercial généré, les ordres de grandeur habituels étant de 20 à 30 pour cent, selon le concept de l'installation et la technologie utilisée. L'exploitant supporte l'intégralité du risque de marché, mais profite en contrepartie pleinement des fortes phases de marché.
Prix plancher (garantie de recettes minimales) Le gestionnaire garantit une rémunération minimale par MW et par an, indépendamment du résultat réel du marché. Si les revenus générés sont supérieurs, le surplus est généralement partagé. Ce modèle réduit le risque pour l'exploitant, mais s'accompagne généralement d'un plafond de revenus inférieur.
Pour les entreprises qui achètent un système de stockage par batterie et le financent par emprunt, une variante du modèle du prix plancher est généralement plus avantageuse, car elle améliore considérablement la « bankability » (la fabricabilité/le financement bancaire). Le risque est ainsi plus faible et plus prévisible. En tant qu'exploitant, CUBE CONCEPTS convient souvent d'un modèle de partage des profits pour BESS Contracting ou CPFS. Les entreprises en tirent profit dès le premier jour de mise en service. Cependant, le modèle qui s'avère finalement le plus intéressant sur le plan économique dépend de la capacité de l'exploitant à supporter les risques, de la structure de financement du projet et de la volatilité attendue du marché.
Ce à quoi les exploitants doivent faire attention lors du choix du gestionnaire de flexibilité
Les entreprises qui souhaitent confier la commercialisation de leurs capacités de stockage sur batterie FTM à un agrégateur de flexibilité doivent tenir compte de divers critères techniques, économiques et contractuels lors du choix de leur partenaire. CUBE CONCEPTS mise sur la collaboration avec des partenaires de commercialisation renommés et expérimentés afin de garantir une commercialisation fiable et une optimisation des revenus à long terme.
- Accès au marché et expérience : Le gestionnaire est-il agréé sur tous les marchés pertinents (intrajournalier, day-ahead, réserve de régulation) et avec quel portefeuille d'installations a-t-il une expérience avérée, en particulier avec les systèmes de stockage par batterie ?
- Parcours professionnel chez BESS : Des chiffres concrets et vérifiables concernant les recettes générées par des projets de stockage comparables sont-ils publiés ?
- Intégration technique : Quelle technologie de téléconduite et quelles interfaces (par exemple avec le système de gestion d'énergie de l'installation) sont requises, et qui prend en charge les coûts d'intégration ?
- Transparence L'opérateur a-t-il accès aux transactions individuelles, ou seul un résultat agrégé est-il affiché ?
- Flexibilité contractuelle : Dans quel délai peut-on changer d'agence de marketing si la collaboration ne donne pas satisfaction ?
- Solvabilité et risque de défaillance : Dans le cas des modèles de prix plancher notamment, la solidité financière du distributeur est un facteur déterminant, car c'est lui qui doit assumer la garantie.
Paysage des agrégateurs en Allemagne et en Europe
Le marché de la commercialisation de la flexibilité s'est considérablement développé ces dernières années et s'étend des négociants en énergie et des services municipaux bien établis aux agrégateurs spécialisés et aux traders algorithmiques, qui se concentrent spécifiquement sur le stockage par batterie.
CUBE CONCEPTS collabore sur les projets FTM avec des acteurs spécialisés dans la commercialisation de la flexibilité, des algo-traders et des optimiseurs, notamment avec La Fondation Asimov et Inspiré, deux prestataires présents sur les marchés allemand et européen, spécialisés dans la commercialisation algorithmique de la flexibilité de stockage par batterie auprès de Énergie de réglage, Marché journalier et Trading intraday se sont spécialisés. En tant que développeur de projets et intégrateur, CUBE CONCEPTS assure ici le rôle d'interface : de la conception technique de l'installation pour la compatibilité FTM au choix du partenaire commercial approprié, en passant par la mise en place des accords contractuels.
Le choix du partenaire se fait au cas par cas, en fonction de la taille de l'installation, de son emplacement, du point de raccordement au réseau et des exigences spécifiques de l'exploitant en matière de profil de risque et de durée du contrat.
Cadre réglementaire
En Allemagne, la commercialisation de la flexibilité des systèmes de stockage par batterie s'inscrit dans le cadre d'une interaction entre la législation européenne relative au marché de l'électricité, la loi sur l'économie énergétique, les règles de redispatching et les exigences applicables aux installations de consommation réglables. Au niveau européen, c'est surtout la Directive (UE) 2019/944 pertinent, mourir dans Art. 32 qui prévoit un approvisionnement en services de flexibilité fondé sur le marché et non discriminatoire. En Allemagne, ce cadre est essentiellement défini par la loi sur l'énergie (EnWG), la Redispatch 2.0- Les dispositions ainsi que les exigences de l'Agence fédérale des réseaux ont été précisées. Pour les exploitants de systèmes de stockage par batterie FTM, cela signifie que la flexibilité peut être commercialisée, mais que l'intégration technique et comptable doit être clairement réglementée.
Pour les BESS autonomes, la distinction avec la commercialisation directe EEG est importante. La commercialisation directe selon Le § 20a de la loi allemande sur les sources d'énergie renouvelables (EEG) concerne en principe, les installations de production subventionnées par la loi EEG, mais pas un stockage pur sur le réseau sans installation d'électricité verte couplée. Le stockage FTM classique est donc généralement utilisé en pratique via un contrat de commercialisation de la flexibilité ou un contrat de type tolling. S'y ajoute § 14a de la loi allemande sur l'énergie (EnWG) pour les équipements de consommation contrôlables : dès lors que le système de stockage apparaît comme une charge contrôlable sur le réseau lors de sa recharge, il convient de respecter les exigences en matière de contrôlabilité, de tarification du réseau et de raccordement au réseau. Selon la conception de l’installation, il faut également tenir compte des concepts de mesure, de l’affectation au groupe d’équilibre, de la télégestion et des obligations REMIT. Il est donc essentiel pour les exploitants de mettre en place dès le départ une stratégie de commercialisation adaptée non seulement sur le plan économique, mais aussi sur les plans réglementaire et technique.
Reine stockage d'électricité verte, qui constituait jusqu'à présent la Option d'exclusivité utiliser l'article 19, paragraphe 3a de la loi allemande sur les énergies renouvelables (EEG) et percevoir une rémunération au titre de l'EEG pour l'électricité injectée, n'ont guère pu jusqu'à présent bénéficier d'une commercialisation de la flexibilité. Ils chargent exclusivement de l'électricité provenant de leurs propres installations d'énergies renouvelables et ne sont autorisés à injecter que de l'électricité verte dans le réseau public. Par conséquent, une commercialisation effective de la flexibilité n'a pas été possible jusqu'à présent. stockage d'électricité grise En revanche, ils peuvent également s'alimenter en électricité provenant du réseau public et deviennent ainsi des acteurs à part entière du marché. Toutefois, lorsqu'ils sont couplés à une installation d'énergie renouvelable, ils ne bénéficient pour l'instant pas de la rémunération prévue par la loi EEG. Avec la Loi sur les pics solaires du 25 février 2025, le législateur a rompu avec cette logique. La nouvelle Option de régularisation (§ 19, al. 3b de la loi EEG, § 21, al. 1 à 4 de la loi EnFG) permettra à l'avenir à un système de stockage d'accueillir à la fois de l'électricité verte et de l'électricité grise — tout en bénéficiant d'une aide au titre de la loi EEG proportionnelle à la part d'électricité verte.
FAQ : Commercialisation de la flexibilité pour les exploitants de systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS)
Quelle est la différence entre la commercialisation de la flexibilité et la commercialisation directe ?
La « commercialisation directe » au sens de l'article 20a de la loi EEG désigne la commercialisation des installations bénéficiant d'une aide au titre de l'EEG, prime de marché comprise. La « commercialisation de la flexibilité » est un concept plus large qui englobe également les installations ne bénéficiant d'aucune aide, telles que les systèmes de stockage par batterie autonomes, dont la flexibilité est commercialisée sur la base des seules lois du marché.
Combien coûte la commercialisation de la flexibilité ?
La rémunération du distributeur prend généralement la forme d'un pourcentage du résultat commercial (participation aux bénéfices, souvent comprise entre 20 et 30 %) ou est associée à une garantie de revenu minimum (prix plancher). Les frais de base fixes sont rares.
Ai-je besoin d'un gestionnaire de flexibilité dans le cadre d'une exploitation BTM ?
En règle générale, non. La valorisation de la flexibilité est principalement pertinente pour le fonctionnement FTM, où l'installation participe activement au marché de gros. Dans le cas d'un fonctionnement purement BTM (écrêtement des pointes, optimisation de l'autoconsommation), l'optimisation interne de l'installation est au premier plan.
Quelle est la durée typique des contrats de valorisation de la flexibilité ?
Les durées varient considérablement, allant de contrats d'un an avec de courts préavis de résiliation à des engagements pluriannuels, en particulier lorsqu'un prix plancher est convenu et que le gestionnaire assume ainsi un risque propre plus important.
Puis-je changer de gestionnaire de flexibilité pendant la durée du projet ?
En principe oui, pour autant que le contrat prévoie des clauses de résiliation et de sortie adéquates. Un changement est techniquement lié à des adaptations de la technique de téléconduite et du périmètre de bilan, et devrait être réglé contractuellement avec un préavis raisonnable.