Batterie, investissement et stratégie de valorisation
Couplage BESS avec production / consommation
Production
PV, hydro, éolien... (CSV Archelios ou Enedis)
Consommation site
Courbe de charge client (CSV Enedis ou Archelios)
Configuration de comptage batterie
En FTM, la batterie n'échange plus qu'avec le réseau public : plus de charge gratuite depuis le PV, plus de desserte directe de la consommation du site (le site achète séparément son déficit au réseau). Le TURPE et l'éventuel tarif optionnel "injection-soutirage" stockage seul (CRE, dès août 2026) ne sont pas chiffrés ici — seul l'effet sur le dispatch SPOT/SSY est simulé.
Modèle de batterie :
Système de stockage
Nombre de batteries 125 kW2 bat.
Puissance (MW)2 MW
Blocs d'extension 313 kWh (sans PCS)0 bloc
Se raccorde au PCS existant du rack — augmente la capacité (durée) sans ajouter de puissance. Ex. : 1 bloc → 125 kW / 574 kWh. Prix d'achat 95 €/kWh.
Date de mise en service
Dégradation annuelle2.0 %/an
Puissance totale
—
Capacité totale
—
CAPEX détaillé
Prix de vente batterie (€/kWh) —
= prix d'achat × coefficient — voir onglet Rentabilité JR
Frais d'études0 €
Génie civil
Terrassement0 €/m²
= — (— m²)
Béton0 €/m²
= —
Aménagements0 €/m²
= —
Installation
Assemblage batteries0 €/kWh
= —
Installation électrique0 €/kWh
= —
Équipements annexes
Transformateur(s)0 unité
Prix unitaire → Rentabilité JR
PCS (Power Conversion System)0 unité
Prix unitaire → Rentabilité JR
Cabinet BMS0 unité
Obligatoire avec la Fusion (batterie seule) — Prix unitaire → Rentabilité JR
Supervision EMS/SCADA0 €
Mise en service0 €
Raccordement
Raccordement réseau
Raccordement PDL (Enedis)0 €
Poste de livraison (local HTA)120 k€
Local préfabriqué avec cellules HTA, protections et comptage. Mettre à 0 si le terrain est adjacent au poste source (coût intégré dans la PTF Enedis).
Batteries (—)
—
dont blocs 313 kWh
—
Études
—
Génie civil
—
Installation
—
Transformateur(s)
—
PCS
—
Cabinet BMS
—
Supervision + MES
—
Raccordement PDL
—
Poste de livraison
—
CAPEX total estimé
—
—
—
Paramètres opérationnels & stratégie
Maintenance (€/kWh/an)3.0 €/kWh/an
Effort physique (inspection, refroidissement, monitoring) — indépendant du prix d'achat batterie négocié
Assurance (% CAPEX bat.)1 %
TURPE (€/kWh/an)4.5 €/kWh/an
Approximation simple — le TURPE réel dépend de la puissance souscrite (part fixe) et de l'énergie soutirée du réseau (part variable), pas de la capacité batterie
Commission agrégateur15 %
Ajustement marché global+0 %
Scénario de revenus
Puissance / capacité
—
Revenu net moyen (an 1–5)
—
OPEX total moy.
—
Cash-flow net moy. (an 1–5)
—
—
Données de marché
Alimentées automatiquement via rte_spot_data.json
Chargement des données marché…
SPOT ENTSO-E Ajustement mFRR Réserves FCR/aFRR
SPOT day-ahead France — EPEX (€/MWh)
Prix moyen annuel (€/MWh)
Spread peak / off-peak (€/MWh)
Cycles arbitrage SPOT / jour8 cycles
Non utilisé — le dispatch réel calcule désormais les cycles par saison automatiquement (voir onglet Simulation & dispatch)
Source : ENTSO-E TP — Day-ahead Prices France (10YFR-RTE------C)
Les prix RTE bruts (FCR/mFRR/aFRR) ne couvrent qu'une part étroite de la valeur réellement captée par un agrégateur (intraday, multi-marché…). Ce facteur recale le total FCR+mFRR de cet onglet sur le revenu net de l'onglet Résultats (calé le 2026-07-31 sur une config batterie ~2h — à ajuster si la table CH ou les prix RTE bougent).
SSY + DA/ID/MA — coefficient de durée combiné
Calé sur le Storage Index Clean Horizon France (cleanhorizon.com, index public
1h/2h/4h, revenu combiné DA-ahead + intraday + FCR + aFRR + mFRR, hors mécanisme de capacité depuis
janvier 2026 — exactement le périmètre SSY + DA/ID/MA de cet outil). Relevé de janvier 2026 :
1h = 196 k€/MW/an, 2h = 285 k€/MW/an, 4h = 351 k€/MW/an — en forte baisse par rapport au relevé de
juillet 2025 (298 / 518 / 579 k€/MW/an), cohérent avec la saturation progressive du marché de
réserve de fréquence évoquée par ailleurs dans l'outil. Normalisé à la durée de référence de la
table SSY/DA (rS/rD, ≈2h) : coefficients 0,69 / 1,00 / 1,23. La courbe montre toujours une forte
hausse de 1h à 2h puis une quasi-saturation entre 2h et 4h. Faute de détail publié par mécanisme,
ce même coefficient s'applique à la fois à SSY (rS) et DA/ID/MA (rD).
Recalibrez si vous obtenez une mise à jour plus récente de l'index ou d'autres points de durée.
Coefficient durée 1h
Coefficient durée 2h
Coefficient durée 4h
Mécanisme de capacité
Attention — prix MECAPA importé anormalement bas.
Le résultat de la première enchère du nouveau mécanisme RTE est publié depuis le 6 juillet 2026 (prix d'équilibre : 28 183 €/MW, aligné entre capacités classiques et flexibilités décarbonées) — vérifiez la source du fichier importé si le prix ci-dessous semble périmé.
Revenu MECAPA = puissance batterie (MW) × coefficient dérating (interpolé selon la durée réelle kWh/kW du projet) × prix du certificat. Remplace l'ancienne table de référence Clean Horizon pour ce poste.
Rentabilité JR Énergie Conseil
Vue interne — prix d'achat, coefficient de vente, marge projet
Ces fourchettes colorient les sliders et affichent les badges. Modifiez-les selon vos retours terrain.
Résultats
Projection financière sur 15 ans
CAPEX centrale PV/Hydro (€)
OPEX centrale PV/Hydro (€/an)
Le revenu PV/Hydro (économies d'achat + injection) provient du CSV production importé (onglet Simulation & dispatch) — à défaut de CSV, il est compté à 0. CAPEX/OPEX peuvent rester à 0 sans bloquer le calcul.
Scénario :
Évolution de la trésorerie cumulée sur 15 ans
OptimisteCentralPessimisteLa courbe remonte au-dessus de 0 au moment du retour sur investissement
D'où vient l'argent — An 1
Revenus par marché — 15 ans
Services réseauArbitrage prixCapacité
* Année de mise en service partielle (revenus au prorata du nombre de mois exploités)
Revenus PV/Hydro (vente directe) — 15 ans
Valeur réelle observée (dispatch sur données SPOT/production importées + curseurs percentiles), figée sur les 15 ans — hypothèse : prix SPOT stables dans le temps.
Résumé pour le client
Simulation & dispatch batterie
Optimisation du stack de valorisation sur 4 saisons · Données SPOT réelles ENTSO-E
Comment fonctionne le stack de valorisation ?
FCR — Réserve primaire
Une fraction de la capacité est réservée en permanence pour stabiliser la fréquence du réseau (50 Hz). RTE rémunère cette disponibilité H24, qu'il y ait activation ou non. Très stable, pas de gestion active.
aFRR / mFRR — Ajustement
Une autre fraction est proposée à RTE sur le mécanisme d'ajustement. RTE active ces offres selon les besoins (merit order). La fréquence d'activation dépend du marché — paramétrable via l'onglet Données marché.
SPOT — Arbitrage day-ahead
Le solde de capacité est valorisé sur le marché EPEX Spot. Le dispatch Q15 optimise charge/décharge sur les prix réels heure par heure (percentiles journaliers), en tenant compte d'une éventuelle production/consommation couplée.
Répartition de la capacité par usage (simulation sur données RTE 2025 passées — à titre illustratif, pas une prévision)
FCR Réserve primaire20 %
Capacité dédiée : — · Puissance : —
aFRR / mFRR Ajustement30 %
Capacité dédiée : — · Puissance : —
Arbitrage SPOT Day-ahead50 %
Capacité dédiée : — · Puissance : —
La somme dépasse 100 % — ajustez les curseurs.
Ex : moins de FCR à mesure que ce marché sature. Rampe linéaire entre la répartition ci-dessus (année de mise en service) et une répartition cible atteinte à l'année choisie, puis stable ensuite.
Année d'atteinte de la cible2032
FCR cible Réserve primaire10 %
aFRR / mFRR cible Ajustement20 %
Arbitrage SPOT cible Day-ahead70 %
La somme cible dépasse 100 % — ajustez les curseurs.
Paramètres dispatch & tarifs (BESS standalone)
Seuils de dispatch SPOT
— recalculés chaque jour sur les prix Q15 du jour
Cycles batterie visés (réseau)1,0 cycle/j
Charge sur les heures les moins chères du jour, décharge sur les plus chères — jusqu'à atteindre ce nombre de cycles (tranche SPOT). Remplace les anciens seuils fixes de charge réseau/décharge : garantit le cycle quelle que soit la saison, plutôt que de dépendre d'un prix qui peut ne jamais être atteint certains jours.
Charge batterie depuis PV15e centile
Stocker le surplus PV quand prix bas (opportuniste, non forcé — dépend de la production disponible)
Export PV au réseau15e centile
Vendre la production quand prix suffisant
Tarifs
Tarif achat réseau (€/kWh)0.18 €/kWh
Puissance de raccordement (kW)250 kW
—
Taux autoconso
—
Taux autoproduction
—
Économies achat/an
—
Revenus injection/an
Référence : centrale seule, sans batterie (prix SPOT réels)
Ce que gagnerait la production PV/Hydro seule, vendue directement au réseau au prix spot horaire réel — sans aucune batterie pour arbitrer ou stocker. Sert de référence pour montrer la valeur ajoutée par la batterie.
—
Revenu SPOT/an — tout vendre (même prix négatifs)
—
Revenu SPOT/an — coupure pendant prix négatifs
—
Nb heures à prix négatif
—
Nb arrêts centrale (blocs consécutifs)
Chargement des données SPOT pour la simulation…
Hiver (jan-fev-dec) — journée type
Printemps (mar-avr-mai) — journée type
Été (jun-jul-aou) — journée type
Automne (sep-oct-nov) — journée type
Bilan annuel Production / Autoconso
Revenu de la production sur le marché SPOT (hors charge batterie)
Injection directe au réseau, valorisée au prix SPOT réel de l'heure — n'inclut pas les kWh chargés dans la batterie (valorisés séparément, cf. revenu batterie).
Récapitulatif annuel estimé
Aucune donnée SPOT disponible — importez d'abord rte_spot_data.json dans l'onglet Données marché, ou renseignez manuellement le prix moyen SPOT.
Rapport client
Renseignez les infos puis imprimez
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