Configuration du projet
Batterie, investissement et stratégie de valorisation
| Puissance totale | — |
| Capacité totale | — |
| Batteries (—) | — |
| Études | — |
| Génie civil | — |
| Installation | — |
| Supervision + MES | — |
| Raccordement PDL | — |
| CAPEX total estimé | — |
| — | |
| — |
| 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
Source : ENTSO-E TP — Day-ahead Prices France (10YFR-RTE------C)
Source : RTE Balancing Capacity v5 — procured_reserves
Source : RTE Balancing Energy v5 — prices (aFRR + mFRR distincts)
Constante documentée (2,14), modifiable. Les prix RTE de settlement ne captent qu'une part de la valeur réellement obtenue par un agrégateur (intraday, multi-marché) : ce facteur remonte FCR+mFRR à un ordre de grandeur réaliste. Ce facteur était auparavant recalculé sur l'onglet Résultats à chaque simulation, ce qui rendait les deux onglets circulaires — la Simulation ne pouvait alors pas corroborer la projection.
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). Base retenue (moyenne glissante 12 mois, relevé août 2026) : 1h = 196 k€/MW/an, 2h = 309 k€/MW/an, 4h = 365 k€/MW/an. Une moyenne 12 mois est volontairement préférée à un relevé mensuel : l'index varie de 63 à 504 k€/MW/an (2h) sur les 43 derniers mois, un point unique rendrait la projection 15 ans très instable. Normalisé à la durée de référence de la table SSY/DA (rS/rD, ≈2h) : coefficients 0,63 / 1,00 / 1,18. 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.
Valeurs Tilt pour la batterie de référence 108 kW / 215 kWh, en €/an et par poste.
Tilt republie sa trajectoire environ tous les six mois : colle ici le nouveau tableau et le bilan 15 ans suit.
Une ligne par année, colonnes séparées par une tabulation, un point-virgule ou des espaces :
année · SSY · DA/ID/MA · MECAPA.
Si Tilt fournit un semestre (colonne « S2 »), double les valeurs pour obtenir un taux annuel :
le moteur applique ensuite lui-même le prorata de l'année de mise en service.
La dernière ligne est prolongée à plat jusqu'à la fin de la projection.
Le bilan 15 ans valorise l'arbitrage de la batterie sur la trajectoire Tilt, tandis que la centrale est valorisée sur les prix ENTSO-E réels. Ce rapport suit l'écart entre les deux. Il ne mesure pas une vérité — la part de capacité que Tilt consacre à l'arbitrage est inconnue — mais sa dérive : si une mise à jour des prix SPOT l'éloigne de la référence, c'est visible ici avant de sortir une étude.
Rentabilité JR Énergie Conseil
Vue interne — prix d'achat, coefficient de vente, marge projet
| Prix d'achat unitaire (261 kWh) | — |
| Prix de vente unitaire (261 kWh) | — |
| Marge brute / batterie | — |
| Prix de vente (€/kWh) | — |
| Coût d'achat batteries | — |
| CA batteries (facturé client) | — |
| Marge brute batteries | — |
| dont taux de marque | — |
| dont taux de marge | — |
| Ingénierie + installation facturée | — |
| Transformateur(s) | — |
| PCS | — |
| Cabinet BMS | — |
| Marge TR + PCS + BMS | — |
| Temps facturé (80 €/h) | — |
| Marge projet (bat. + ingé) | — |
Prix du marché
Références 2026 et fourchettes configurables
Résultats
Projection financière sur 15 ans
Simulation & dispatch batterie
Optimisation du stack de valorisation sur 4 saisons · Données SPOT réelles ENTSO-E
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.
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.
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 fixe, calée sur l'année 2028 de la trajectoire Tilt, la plus homogène : 51,7 % services système et 48,3 % arbitrage hors mécanisme de capacité. Elle ne concerne que l'onglet Simulation & dispatch ; le bilan 15 ans suit la répartition annuelle Tilt et n'est pas affecté par ce partage.
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