AleaSoft Energy Forecasting, 23 septembre 2026. La volatilité des marchés de l’énergie place à nouveau la gestion des risques au centre des préoccupations des grands consommateurs et de l’industrie énergivore. Les couvertures à différents horizons, associées à l’autoconsommation et au stockage de la batterie, permettent de réduire l’exposition aux fluctuations du marché et de rendre les coûts énergétiques plus prévisibles.
La 69e édition du cycle de webinaires mensuels organisé par AleaSoft Energy Forecasting s’est tenue le 17 septembre 2026. Oriol Saltó i Bauzà, Associate Partner chez AleaSoft Energy Forecasting, a passé en revue l’évolution récente des marchés de l’énergie européens et les perspectives pour les prochains mois. Josefin Berg, Associate Director of Renewables Markets chez S&P Global Energy, a analysé la situation du stockage d’énergie en Europe, son évolution attendue et les principaux défis, ainsi que les progrès de l’autoconsommation. L’édition en espagnol comprenait également une table d’analyse avec Francisco Valverde, professionnel indépendant spécialisé dans le développement des énergies renouvelables.
Un hiver de prix élevés avec des réserves de gaz inférieures aux niveaux habituels
Le point de départ est difficile pour l’industrie. Les prix du gaz TTF sur le marché spot se situent autour de 80 €/MWh, des niveaux qui n’avaient plus été observés depuis décembre 2022, et les cours du Brent dépassent 100 dollars le baril. Les restrictions dans le détroit d’Ormuz maintiennent des tensions sur l’approvisionnement en gaz naturel liquéfié, pour lequel l’Europe doit rivaliser avec les marchés asiatiques, et les stocks européens sont remplis à environ 69%, contre 81% à la même période l’an dernier, bien en deçà de l’objectif habituel de 90%.
La répercussion sur les marchés de l’électricité est déjà visible. De plus, l’été a vu la demande d’électricité augmenter de près de 7% en juillet et de 4% en août en Espagne, sous l’effet des vagues de chaleur et du recours croissant à la climatisation. Les contrats à terme sur l’électricité reflètent cette pression : le quatrième trimestre 2026 se négocie autour de 150 €/MWh sur le marché espagnol, le premier trimestre 2027 autour de 130 €/MWh et l’ensemble de l’année 2027 entre 90 et 95 €/MWh. Sur les marchés italien et allemand, les références pour 2027 sont nettement plus élevées.
Des réserves de gaz plus faibles réduisent également la marge de manœuvre du système en cas de vague de froid prolongée ou de période de faible production d’énergie éolienne. Une flexibilité disponible moindre se traduit par une plus forte volatilité des prix et des pics plus marqués, un scénario qui affecte directement les acteurs qui achètent de l’électricité sans couverture.
L’objectif d’une couverture n’est pas de battre le marché
Lors de la table d’analyse, il a été souligné que l’objectif d’une stratégie de couverture ne doit pas être de tenter de surperformer le marché, mais d’éviter que des fluctuations imprévues des prix aient un impact excessif sur les coûts d’une entreprise. Cette différence d’approche détermine toutes les décisions qui suivent.
Une stratégie fondée uniquement sur l’achat aux prix du marché peut permettre de profiter des périodes de prix bas, mais elle laisse le consommateur totalement exposé lorsque les conditions changent. De même, commencer à se couvrir seulement une fois les prix déjà en hausse limite l’efficacité de la couverture, car la prime de risque est déjà intégrée aux cotations.
C’est pourquoi l’une des stratégies proposées consiste à diversifier les couvertures à différents horizons, en combinant le court, le moyen et le long terme et en utilisant des instruments tels que les contrats à terme, les contrats bilatéraux ou les PPA, selon les caractéristiques et les besoins de chaque consommateur. L’objectif est de disposer d’une structure de coûts compatible avec l’activité et de réduire l’incertitude, et non de viser systématiquement le point bas du marché. Le raisonnement est symétrique pour les vendeurs, puisque les producteurs et les développeurs sont confrontés au risque inverse lorsque les prix se corrigent à la baisse.
De l’autoconsommation industrielle à la batterie
Le développement de l’autoconsommation industrielle avec batteries ajoute un nouvel outil à cette gestion. Une installation photovoltaïque réduit les achats d’électricité sur le réseau pendant les heures d’ensoleillement, mais sa capacité à continuer de réduire les prélèvements atteint une limite lorsque les excédents de production augmentent.
La batterie permet de stocker ces excédents et de les reporter à d’autres heures de la journée, augmentant ainsi la part de l’autoconsommation et réduisant les achats d’électricité précisément lorsque les prix peuvent être plus élevés. Elle permet également d’adapter la charge et la décharge aux signaux horaires du marché et, dans certains cas, de réserver une partie de sa capacité pour participer à des services de flexibilité. La valeur de cette flexibilité a augmenté avec les spreads intrajournaliers enregistrés sur le marché espagnol pendant l’été, avec des écarts moyens mensuels entre les prix minimum et maximum de la journée proches de 200 €/MWh.
Au cours du webinaire, AleaSoft Energy Forecasting a présenté les enseignements d’une étude menée pour un grand consommateur industriel, dans laquelle l’ajout d’une batterie de quatre heures a considérablement accru le recours à l’autoconsommation. L’optimisation consistait à éviter de vendre les excédents photovoltaïques pendant les heures de prix bas et à utiliser cette énergie ultérieurement pour couvrir la consommation pendant les heures de plus grande valeur.
Outre les économies sur les achats d’électricité, les batteries industrielles peuvent ouvrir de nouvelles sources de revenus ou d’économies liées à la flexibilité. Parmi celles-ci figure la possibilité de participer à des mécanismes tels que le SRAD, en disposant d’énergie stockée permettant de réduire temporairement les prélèvements sur le réseau sans affecter le processus de production.
L’Europe entre dans la phase de déploiement du stockage
Dans le contexte européen, les prévisions présentées par S&P Global Energy indiquent que l’Europe installera plus de 30 GW de stockage avec batteries cette année, soit pratiquement le double de l’année précédente, dans le cadre d’une ambition de l’UE de 200 GW de stockage d’énergie d’ici 2030. L’Espagne s’est engagée à ajouter 4000 MW entre 2026 et 2028 dans le cadre du premier accord tripartite européen et dispose déjà de plus de 2 GW de batteries derrière le compteur, un chiffre qui reflète le poids de l’autoconsommation sur le marché espagnol.
Toutefois, le rythme du développement restera conditionné par la bancabilité. Le financement bancaire des projets de batteries progresse avec prudence, car les revenus dépendent de l’exploitation et du spread horaire, et pas seulement du prix moyen du marché. L’approbation de la rémunération de capacité fournit une référence de revenus contractualisés qui facilite l’analyse des risques, tout comme les contrats de tolling et les accords avec les optimiseurs. À long terme, l’arbitrage énergétique restera la base des revenus d’une batterie, tandis que les services d’équilibrage offrent un espace plus limité avec un risque de saturation plus élevé.
La gestion conjointe des risques comme facteur décisif
Les couvertures, l’autoconsommation et le stockage d’énergie ne sont pas des solutions mutuellement exclusives. Ils font partie d’une même stratégie de gestion des risques énergétiques, et leur valeur augmente lorsqu’ils sont conçus ensemble et avec une même vision du marché. Avec des marchés de plus en plus volatils et des écarts de prix horaires plus importants, comprendre le profil de consommation, disposer de prévisions énergétiques fiables et optimiser conjointement les différents outils peut être décisif pour réduire les coûts et accroître la stabilité des budgets énergétiques. Les décisions que prendra l’industrie dans les prochains mois détermineront sa compétitivité pour les années à venir.
Le stockage comme élément stratégique : le rôle d’AleaStorage
La division AleaStorage d’AleaSoft Energy Forecasting, spécialisée dans le stockage d’énergie, se concentre sur l’analyse stratégique des batteries et des projets d’hybridation, en fournissant des estimations des revenus des batteries sur les marchés de l’énergie et dans les services d’équilibrage pour les projets autonomes et hybrides. Elle réalise également des analyses d’hybridation avec les énergies renouvelables pour maximiser les revenus et réduire les risques, des évaluations des revenus du marché de capacité et des modélisations de scénarios de prix à long terme et de volatilité des prix. Pour le consommateur industriel, cette analyse se traduit par le dimensionnement de la batterie, la stratégie de charge et de décharge et la quantification des économies par rapport à l’achat sur le marché.
Source : AleaSoft Energy Forecasting