AleaSoft Energy Forecasting, 2 octobre 2026. La nouvelle activation du service de réponse active de la demande (SRAD) met en évidence le besoin croissant de flexibilité du système électrique. Pour les grands consommateurs, les batteries transforment ce besoin en opportunité. Elles facilitent la participation au SRAD en apportant de la flexibilité sans affecter directement les processus de production et, dans le même temps, elles améliorent la valorisation de l’autoconsommation et réduisent les achats d’électricité sur le réseau.
Une nouvelle activation qui confirme le besoin de flexibilité
Le 28 septembre, Red Eléctrica a de nouveau fait appel au service de réponse active de la demande. Selon les données publiées par le gestionnaire du système sur ESIOS, l’activation a commencé à 21:16, a mobilisé 943 MW, soit 53% de la puissance attribuée pour le semestre, et a atteint une énergie de 1634,5 MWh. Elle s’est produite à un moment où la production d’énergie éolienne était inférieure aux prévisions.
Il ne s’agit pas d’un épisode isolé. Neuf activations du SRAD ont déjà eu lieu cette année. En comptant celle du 28 septembre, le registre de Red Eléctrica fait état de sept activations depuis le 15 juillet, réparties sur six jours, auxquelles s’ajoutent les deux du 28 janvier. Les neuf activations de cette année reflètent une réalité qui gagnera en importance à mesure que la transition énergétique progressera : au-delà de disposer d’une production suffisante, le système a besoin de ressources capables de réagir rapidement lorsque la production et la demande s’écartent des prévisions. La flexibilité acquiert ainsi une valeur économique propre, au-delà de son intérêt technique.
Pour le second semestre 2026, Red Eléctrica a attribué 1775 MW pour la fourniture du SRAD, à un prix marginal de 42,62 € par MW et heure de disponibilité. Le service est volontaire et rémunéré, et il peut être fourni par des prestataires disposant d’une puissance minimale de 1 MW, individuellement ou par agrégation. Chaque activation dure au maximum deux heures, avec un préavis minimal de 12,5 minutes.
De la réduction de la production à la gestion de l’énergie
Traditionnellement, la participation d’un grand consommateur à un mécanisme de réponse de la demande a été associée à l’interruption ou à la réduction temporaire de ses processus de production. Cette flexibilité a un coût. Tous les processus ne peuvent pas être arrêtés facilement, et une réduction de l’activité peut affecter la production, la planification ou l’efficacité de l’installation.
Les batteries permettent d’aborder le problème sous un autre angle. Un système de stockage behind-the-meter peut fournir une partie de l’énergie dont l’installation a besoin pendant une activation du SRAD. De cette manière, la consommation d’électricité provenant du réseau diminue sans qu’il soit nécessaire de réduire dans la même proportion l’activité des processus de production.
La portée concrète dépendra de la configuration de chaque installation, de ses profils de consommation, de la capacité et de la puissance de la batterie, ainsi que des conditions de comptage et de participation au service. Mais le principe est clair : la flexibilité dont le système a besoin peut être obtenue en gérant quand et d’où l’énergie est consommée, sans devoir nécessairement modifier la production industrielle.
Le SRAD peut contribuer à financer l’investissement dans les batteries
Ce changement d’approche modifie également l’équation économique du stockage d’énergie pour les grands consommateurs. La rentabilité d’une batterie behind-the-meter doit être analysée en tenant compte de toutes les sources de valeur qu’elle peut apporter, au-delà des économies qu’elle génère en déplaçant la consommation d’une heure à l’autre.
La première est une meilleure valorisation de l’autoconsommation. Une installation industrielle disposant d’une production photovoltaïque peut stocker l’électricité qu’elle ne consomme pas pendant les heures solaires et l’utiliser plus tard, au lieu de l’acheter sur le réseau. À ces économies s’ajoutent la gestion des pointes de consommation et l’optimisation des achats d’électricité en fonction des prix du marché.
Lorsque l’installation remplit les conditions pour participer, des revenus liés à la flexibilité apparaissent également, parmi lesquels ceux du SRAD. Les prestataires du service sont rémunérés pour la puissance qu’ils maintiennent disponible et, lors de chaque activation, pour l’énergie fournie, au prix du réglage tertiaire à ce moment-là. Lors de l’activation du 28 septembre, le prix moyen pondéré a été de 196,91 €/MWh. Entre janvier et août, le coût du SRAD pour le système s’est élevé à 286 millions d’euros, selon Red Eléctrica. Cette rémunération peut contribuer à récupérer l’investissement réalisé, et la batterie devient ainsi également un actif capable de générer des revenus en plus des économies.
Une même batterie, plusieurs sources de valeur
La décision d’investissement ne devrait pas reposer sur une seule source de revenus ou d’économies. Le défi consiste à dimensionner et à exploiter la batterie de manière à combiner autoconsommation, gestion des pointes, achats optimisés et services de flexibilité sans que certaines fonctions ne limitent les autres.
Une batterie conçue exclusivement pour maximiser l’autoconsommation peut ne pas être la solution optimale pour participer aux services de flexibilité, par exemple si sa durée ne couvre pas les deux heures d’une activation ou si elle est généralement déchargée en fin d’après-midi et la nuit, créneau dans lequel se sont concentrées les activations enregistrées depuis juillet. De même, surdimensionner une batterie en ne pensant qu’aux revenus futurs des marchés peut détériorer la rentabilité du projet.
C’est pourquoi, avant d’investir, il est nécessaire d’analyser conjointement les profils horaires de consommation et de production, l’évolution attendue des prix de l’électricité, les opportunités de participation aux différents marchés et services, la dégradation de la batterie et les contraintes opérationnelles de l’installation.
La flexibilité sera de plus en plus précieuse
La croissance de l’énergie éolienne et de l’énergie photovoltaïque transforme l’exploitation du système électrique. Leur production dépend des conditions météorologiques, et les écarts par rapport aux prévisions créent des besoins supplémentaires d’équilibrage, comme cela s’est produit le 28 septembre. Dans le même temps, l’électrification de la demande renforcera le rôle des consommateurs dans le fonctionnement du système.
Dans ce scénario, la capacité à adapter la demande n’est plus une réponse à des situations exceptionnelles et peut devenir un axe supplémentaire de la stratégie de gestion de l’énergie d’un grand consommateur. Les batteries élargissent cette possibilité car elles découplent, au moins en partie, la consommation sur le réseau du fonctionnement des processus de production.
La flexibilité comme source de valeur pour l’industrie
Les activations successives du SRAD montrent de manière concrète le changement dans l’exploitation du système électrique. Pour un grand consommateur, la question n’est plus seulement de savoir combien il peut économiser en installant une batterie. La question est de savoir combien de valeur cette batterie peut générer en combinant économies, flexibilité et revenus tout au long de sa durée de vie utile. Les entreprises qui répondront à cette question avec des prévisions fiables et une analyse conjointe de leur consommation, de leur autoconsommation et des marchés seront mieux placées pour réduire leurs dépenses d’électricité et rentabiliser leur capacité à adapter leur consommation.
Dimensionner et exploiter le stockage : le rôle d’AleaStorage
Quantifier la valeur apportée par le stockage d’énergie exige des prévisions de prix horaires pour toute la durée de vie utile de l’actif, des scénarios de spreads et de volatilité, et une estimation de la fréquence à laquelle le système aura besoin de ressources de flexibilité. AleaStorage, la division d’AleaSoft Energy Forecasting spécialisée dans le stockage d’énergie, aide les grands consommateurs à analyser le dimensionnement et l’exploitation optimaux de leurs systèmes de stockage, en tenant compte de leurs profils de consommation et d’autoconsommation, de l’évolution des marchés de l’énergie et des différentes sources d’économies et de revenus disponibles, y compris la participation à des services de flexibilité tels que le SRAD.
Source : AleaSoft Energy Forecasting