Le système électrique polonais a envoyé deux signaux apparemment contradictoires en août. Le 4 août, le gestionnaire de réseau de transport Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) a déclaré des événements de stress du système sur le marché de capacité de 17:00 à 19:00, activant les obligations des fournisseurs de capacité sous contrat. Deux jours plus tard, une autre série de périodes de stress s’est étendue de 17:00 à 22:00. Pourtant, plus tard le même mois, PSE faisait quelque chose de très différent : les 20, 22 et 23 août, il a demandé aux installations photovoltaïques et éoliennes de réduire leur production via un redispatch non fondé sur le marché. Actualité PSE sur le marché de capacité
Il n’y a pas de contradiction dès lors que le système est observé heure par heure plutôt qu’à travers des totaux annuels de production. Les producteurs renouvelables peuvent produire plus d’électricité que le réseau ne peut absorber dans certaines conditions, tandis que la capacité fiable peut devenir rare dans d’autres. Ce que les événements d’août en Pologne exposent, c’est une séparation croissante entre la quantité d’électricité produite et la valeur que cette électricité apporte au système électrique.
Un mégawattheure supplémentaire n’est pas aussi utile à chaque heure ni à chaque endroit. À mesure que la Pologne ajoute davantage de production renouvelable variable, la question n’est plus seulement de savoir combien d’électricité peut être produite, mais si cette électricité peut être absorbée, déplacée, stockée ou fournie quand et où le système en a besoin.
Un après-midi très solaire peut tout de même devenir une soirée tendue
Le 4 août offre un exemple particulièrement clair.
L’analyse de Modo Energy montre que la production solaire polonaise a atteint environ 12.8 GW à midi, faisant tomber la charge nette à environ 6.8 GW. À 20:00, la charge nette était remontée à environ 12.2 GW à mesure que la production solaire diminuait. La soirée coïncidait aussi avec une production éolienne de seulement environ 949 MW, tandis qu’environ 4.9 GW de capacité charbon et lignite étaient indisponibles pour maintenance estivale planifiée. Les températures élevées des rivières ont encore contraint une partie de la production thermique en raison des limites liées à l’eau de refroidissement. Analyse Modo Energy de l’événement du 4 août
Le solaire n’a pas causé l’événement de stress. Plusieurs facteurs se sont combinés : maintenance thermique, restrictions liées à la chaleur, vent faible et baisse normale de la production solaire vers le soir. L’importance de cette journée réside plutôt dans la rapidité avec laquelle le mix de ressources a changé.
À midi, le solaire était déjà assez important pour remodeler la demande résiduelle de la Pologne. Quelques heures plus tard, la fiabilité dépendait de la disponibilité d’une combinaison très différente de production thermique, d’éolien, d’importations, de réponse de la demande et d’autres ressources flexibles.
Cette distinction disparaît facilement dans les statistiques annuelles. Un pays peut ajouter des TWh renouvelables substantiels tout en faisant face à des tensions pendant certaines heures. De même, 1 GW de capacité nominale renouvelable ne fournit pas automatiquement 1 GW de capacité fiable à 19:00.
Pendant l’événement du 4 août, la Pologne ne disposait pas encore non plus d’un parc de batteries assez grand pour jouer un rôle significatif dans cette transition du soir. Modo estime que les batteries ont fourni moins de 0.2% de la demande polonaise pendant les heures appelées. Le système polonais montrait déjà les caractéristiques d’un marché diurne très solaire avant que les batteries à l’échelle du réseau ne deviennent assez significatives pour remodeler son fonctionnement du soir.
Le redispatch montre l’autre face du marché
Plus tard en août, PSE a demandé aux installations PV et éoliennes de réduire leur production les 20, 22 et 23 août. Les registres de l’opérateur montrent aussi des redispatchs renouvelables répétés plus tôt dans le mois, notamment le PV du 11 au 16 août et l’éolien les 11, 15 et 16 août. Avis de redispatch de PSE
Il serait inexact d’interpréter chaque événement simplement comme le fait que la Pologne aurait « trop de solaire ». Le redispatch non fondé sur le marché peut résulter d’exigences d’équilibrage, de contraintes réseau et de conditions plus larges de sécurité du système. Les avis d’indemnisation de PSE établissent que la production renouvelable a été réduite; ils n’établissent pas une cause identique derrière chaque instruction.
Ce qu’ils montrent, en revanche, c’est que la Pologne a connu cet été des périodes répétées où la production renouvelable disponible ne pouvait pas être entièrement accueillie sans intervention.
C’est important parce que la croissance renouvelable ne peut plus être évaluée uniquement par les GW installés ou les TWh annuels. Un MWh renouvelable supplémentaire peut toujours réduire la consommation de combustible et les émissions sur l’année, mais sa valeur immédiate pour le système dépend de plus en plus du moment et de l’endroit où il apparaît, et de la capacité du réseau et du système électrique plus large à l’absorber.
Les événements de redispatch ne doivent donc pas être reliés mécaniquement aux appels de capacité d’août. Ils ont eu lieu à des dates différentes et dans des conditions système différentes. Rien ne prouve que l’électricité bridée lors d’un événement aurait simplement pu être stockée et livrée lors d’un autre.
Le lien utile est plus large : le volume d’énergie et la valeur système se séparent selon le temps, le lieu et la contrôlabilité.
Le redispatch révèle le coût d’une production qui ne peut pas être entièrement accueillie quand et où elle apparaît. Un événement de stress sur le marché de capacité révèle la valeur de MW fiables disponibles pendant des heures précises. La Pologne ne passe pas simplement de « trop d’électricité » à « trop peu d’électricité ». Le même système électrique peut valoriser l’électricité de façon très différente lorsque les conditions changent.
Les batteries arrivent au moment où cet écart devient plus visible
Cela devient plus qu’une histoire d’exploitation du système, car la Pologne se dirige simultanément vers un parc de batteries beaucoup plus important.
En décembre 2025, le Fonds national pour la protection de l’environnement et la gestion de l’eau a approuvé un soutien pour 174 projets de stockage dans deux programmes. Parmi eux, 172 projets soutenus par le Fonds de modernisation représentent environ 3.9 GW / 14.5 GWh de capacité de stockage prévue et doivent être achevés d’ici fin 2028. Un soutien séparé couvre les grands projets de Żarnowiec et d’Ełk, qui représentent ensemble 425 MW / 2,032 MWh. Ministère polonais du Climat et de l’Environnement · Programme de stockage NFOŚiGW
Une partie de cette capacité a déjà dépassé le stade des annonces. PGE a commencé la construction de son BESS de Żarnowiec en 2025. Le projet est conçu pour environ 262 MW / 981 MWh, avec une mise en service commerciale prévue au deuxième trimestre 2027. Informations PGE sur le projet Żarnowiec
En avril 2026, des unités DC-Link clés avaient déjà commencé à arriver sur le chantier pour installation, signe visible que le projet était entré dans la livraison physique. Mise à jour du projet LG Energy Solution
Le calendrier est significatif. Les grandes batteries commencent à passer des résultats d’enchères, des files de raccordement et des programmes publics au déploiement physique au moment même où la valeur opérationnelle de la flexibilité devient plus visible.
Mais leur rôle ne peut pas être réduit au chargement sur surplus solaire et à la décharge après le coucher du soleil.
Une batterie ne peut soulager une condition particulière de redispatch que si elle est raccordée là où sa charge est utile, dispose d’une marge de charge suffisante et n’est pas limitée par la même contrainte réseau. Fournir une capacité fiable le soir crée un autre ensemble d’exigences : durée adéquate, état de charge suffisant, qualification de marché et stratégie d’exploitation qui conserve l’énergie lorsqu’elle est nécessaire.
La question la plus importante pour la Pologne n’est donc pas simplement de savoir combien de capacité batterie sera construite. C’est ce pour quoi ces batteries seront rémunérées.
Le cas BESS polonais devient multi-marchés
Le marché de capacité a été une partie importante de l’investissement BESS en Pologne, car il offre une voie vers des revenus contractuels de disponibilité. La contribution de revenu de ce mécanisme s’est toutefois fortement affaiblie.
Modo Energy calcule que le facteur de dé-rating BESS utilisé sur le marché de capacité polonais est passé de 95% à 13.4% en trois ans. Avec un facteur de 13.4%, une batterie de 100 MW ne reçoit un crédit de capacité que pour 13.4 MW. Modo estime que les paiements effectifs de capacité ont donc diminué d’environ 85%. Malgré cela, environ 5.1 GW de capacité BESS physique ont été retenus lors de l’enchère de décembre 2025 selon son analyse. Analyse Modo Energy du marché de capacité BESS polonais
Cela ne rend pas le marché de capacité sans importance. Cela signifie que les revenus de capacité seuls ne peuvent plus expliquer l’ampleur du pipeline BESS polonais.
Les services d’équilibrage et l’optimisation sur le marché de gros prennent une place plus importante.
Le benchmark annualisé de juillet 2026 de Modo pour une batterie polonaise modélisée, non contrainte et de quatre heures était de PLN 1.67 million/MW-year. Dans la simulation, la capacité aFRR représentait 67% du revenue stack, le trading day-ahead 24% et la FCR 8%. Benchmark Modo Energy de juillet 2026 pour le BESS polonais
Ces chiffres ne sont pas des revenus déclarés par une batterie polonaise en exploitation. La Pologne ne publie pas de données de revenus BESS utility-scale au niveau des actifs, donc Modo modélise un actif représentatif à partir des prix de marché réels. Le benchmark est utile pour comprendre la structure du marché, pas pour prédire le revenu d’un projet individuel.
Ce qu’il illustre, c’est que le marché polonais émergent du stockage ne peut pas être compris comme une simple opportunité d’arbitrage de midi vers le soir. Capacité, équilibrage et marchés de gros font tous partie du revenue stack.
À mesure que davantage de batteries se raccordent, ces opportunités changeront encore. La concurrence peut comprimer les revenus des services auxiliaires, rendant la durée, l’optimisation de gros, la localisation réseau et la stratégie de dispatch de plus en plus importantes. Les batteries qui arrivent en Pologne ne participeront pas seulement au marché actuel; à une échelle suffisante, elles contribueront à le transformer.
La prochaine phase concerne la puissance utilisable
Les événements d’août en Pologne ne prouvent pas que le pays a simplement trop d’électricité à un moment et trop peu à un autre.
Ils montrent quelque chose de plus important.
Le solaire est déjà assez important pour remodeler la demande résiduelle de jour. La production renouvelable a nécessité à plusieurs reprises un redispatch dans certaines conditions système. Pourtant, la capacité fiable peut encore devenir précieuse quelques heures plus tard lorsque le mix de production change et que d’autres ressources sont indisponibles. Dans le même temps, le parc polonais de batteries à l’échelle du réseau commence seulement à entrer en déploiement physique.
La prochaine étape de la transition ne consiste donc pas seulement à ajouter davantage de MWh renouvelables. Elle consiste à convertir une production électrique de plus en plus variable en valeur système utilisable aux heures et aux endroits où cette valeur est nécessaire.
Le stockage par batterie fera partie de cette transition, aux côtés de réseaux plus solides, d’interconnexions, de flexibilité côté demande et d’autres ressources dispatchable. Son rôle est plus complexe que le stockage d’électricité renouvelable excédentaire, et potentiellement beaucoup plus précieux.
Les récents avis de redispatch et appels de capacité en Pologne ne prouvent pas que les batteries résolvent le problème. Ils montrent pourquoi le marché dépasse le seul volume d’électricité : à mesure que la pénétration des renouvelables augmente, la valeur dépend de plus en plus du moment, du lieu et de la fiabilité avec lesquels la puissance peut être livrée.
