AleaSoft Energy Forecasting, 12 août 2026. Les jours aux spreads intrajournaliers les plus élevés en Espagne coïncident peu avec ceux des marchés d’Europe centrale et du Nord. Les différentes dynamiques qui conditionnent les spreads dans chaque région font que les meilleures opportunités d’arbitrage ne se produisent pas nécessairement les mêmes jours. Pour les portefeuilles paneuropéens de batteries, cette faible synchronie peut devenir un facteur supplémentaire de diversification et de gestion des risques.
Un profil de spreads d’origine différente
La forte pénétration photovoltaïque conditionne le comportement du spread intrajournalier en Espagne. Pendant une grande partie de l’année, la production solaire pousse les prix à la baisse pendant les heures centrales de la journée et favorise une vallée de midi qui se produit fréquemment. En Allemagne, au Royaume-Uni et dans les pays nordiques, en revanche, la variabilité de l’éolien, la demande et les épisodes de faible production renouvelable pèsent davantage et génèrent des profils temporels différents. En juillet 2026, le marché espagnol a enregistré des spreads intrajournaliers record, dans un contexte marqué par cette dynamique solaire récurrente.
Ces différences se reflètent également dans une faible coïncidence des jours aux spreads les plus élevés entre marchés. Le spread intrajournalier d’une heure (TB1) correspond à la différence entre le prix horaire maximal et le prix horaire minimal de chaque jour.
Combien de jours coïncident entre marchés
Entre 2023 et 2025, le chevauchement entre les jours qui composent les 10 % de jours au spread TB1 le plus élevé a été d’environ 16 % entre l’Espagne et l’Allemagne et de 13 % entre l’Espagne et le Royaume-Uni. Entre l’Espagne et les marchés nordiques, la coïncidence a légèrement augmenté, pour s’approcher de 17 %. En revanche, entre l’Allemagne et les marchés nordiques, elle a atteint environ 32 %, et entre l’Allemagne et le Royaume-Uni, elle a été d’environ 25 %. Les marchés d’Europe centrale et du Nord montrent donc une synchronie nettement plus grande que les combinaisons avec l’Espagne.
Ces différences répondent à des dynamiques de marché différentes. La variabilité de l’éolien, les conditions météorologiques et certains profils de demande peuvent affecter simultanément plusieurs marchés d’Europe centrale et du Nord. En Espagne, le poids important de l’énergie photovoltaïque introduit une dynamique propre, particulièrement liée à la différence de prix entre les heures centrales de la journée et les heures de moindre production solaire. En plus d’une moindre coïncidence avec les marchés du centre et du nord du continent, cette dynamique ibérique favorise une moindre concentration des jours aux spreads les plus élevés.
Ce que cela implique pour un portefeuille de batteries
Pour un investisseur ou un fonds disposant d’actifs de stockage par batteries répartis dans plusieurs pays européens, cette faible coïncidence temporelle favorise la diversification. Les jours offrant les plus grandes opportunités d’arbitrage en Espagne ne coïncident généralement pas avec ceux où l’Allemagne, le Royaume-Uni ou les pays nordiques enregistrent leurs spreads les plus élevés. Combiner des actifs exposés à des profils différents peut donc réduire la dépendance du portefeuille aux mêmes épisodes de marché et mieux répartir les opportunités de revenus dans le temps.
L’effet fonctionne dans les deux sens. Ajouter une exposition au marché espagnol à un portefeuille centré sur l’Europe du Nord incorpore un profil de spreads différent et peut réduire la dépendance aux mêmes épisodes de marché. Inversement, ajouter des actifs d’Europe centrale à un portefeuille centré sur l’Espagne peut réduire sa dépendance à la dynamique solaire espagnole. Cette complémentarité est pertinente pour la conception de projets d’hybridation et pour l’allocation géographique du CAPEX dans de nouvelles centrales de batteries. La diversification géographique ne répartit pas seulement l’exposition réglementaire et de prix entre les marchés, elle peut aussi distribuer les opportunités d’arbitrage dans le temps.
La décorrélation temporelle comme critère de conception de portefeuille
La faible coïncidence entre les jours au spread le plus élevé en Espagne et sur les marchés d’Europe centrale et du Nord fournit un critère supplémentaire pour concevoir des portefeuilles de batteries à l’échelle européenne. Outre la rentabilité attendue de chaque actif, il est pertinent de considérer dans quelle mesure les opportunités d’arbitrage des différents marchés coïncident dans le temps.
L’évolution de ces profils dépendra, entre autres facteurs, du déploiement des capacités photovoltaïque, éolienne et de stockage, de la demande d’électricité et des interconnexions. L’intégration de cette dimension temporelle permet d’évaluer les opportunités et les risques d’un portefeuille dans une perspective conjointe et non comme une simple somme d’actifs.
Le stockage comme élément stratégique et le rôle d’AleaStorage
Dans ce contexte, AleaStorage, la division spécialisée dans le stockage d’énergie d’AleaSoft Energy Forecasting, analyse la rentabilité et les risques des batteries standalone et des projets d’hybridation. Ses études incluent des estimations des revenus des batteries sur les marchés de l’énergie et des services d’équilibrage, l’analyse de l’hybridation avec des renouvelables comme le photovoltaïque et l’éolien pour maximiser les revenus et réduire les risques, ainsi que la modélisation de scénarios de spreads et de volatilité à long terme sur les différents marchés européens. Cette approche permet de dimensionner des portefeuilles de batteries avec des critères de diversification des risques, en plus de considérer la rentabilité attendue de chaque actif.
La méthodologie et les séries temporelles d’Alea au service de la comparaison entre marchés
La méthodologie développée par AleaSoft, avec plus de 27 ans d’expérience, combine des techniques de Machine Learning, des réseaux de neurones, des modèles statistiques et économétriques et des modèles fondamentaux d’offre et de demande pour générer des prévisions de prix des marchés de l’électricité cohérentes entre pays. Cette cohérence méthodologique permet de comparer des scénarios de prix, de spreads et de revenus en Espagne, en Allemagne, au Royaume-Uni et sur les marchés nordiques selon des critères homogènes et d’évaluer les projets et les portefeuilles d’actifs de manière cohérente.
Les séries du spread intrajournalier d’une heure (TB1) de ces marchés et d’autres marchés européens, ainsi que d’autres variables des marchés de l’énergie, sont disponibles dans Alea Energy DataBase, la plateforme de données en ligne d’AleaSoft.
Source : AleaSoft Energy Forecasting