AleaSoft Energy Forecasting, 20 octobre 2026. La moyenne mensuelle du spread intrajournalier d’une heure en Espagne a atteint 215,37 €/MWh en septembre, contre 195,29 €/MWh en août. Ces écarts de prix renforcent l’intérêt du stockage par batteries, mais ils soulèvent une question de financement : comment les revenus évolueront à mesure que la capacité installée augmentera. La bancabilité des projets BESS dépendra de revenus suffisants dans des scénarios prudents à long terme.
Les spreads de 2026 renforcent l’intérêt du stockage
Le marché espagnol de l’électricité envoie des signaux favorables au développement des batteries. La moyenne mensuelle du spread intrajournalier d’une heure est passée de 61,90 €/MWh en janvier 2026 à 195,29 €/MWh en août et a atteint 215,37 €/MWh en septembre, soit une hausse de 10% par rapport au mois précédent.
Source : Élaboré par Alea Energy DataBase à partir de données d'OMIE.L’évolution de cet indicateur reflète les opportunités qu’offrent les écarts entre les prix horaires de l’électricité. La pénétration croissante du photovoltaïque fait baisser les prix pendant les heures centrales de la journée, tandis que l’après-midi et le soir, lorsque la production solaire diminue, les prix peuvent atteindre des niveaux bien plus élevés. Cette structure de prix permet aux batteries de stocker l’électricité pendant les heures aux prix les plus bas et de reporter sa vente vers les heures aux prix les plus élevés.
Toutefois, le spread intrajournalier représente une opportunité théorique d’arbitrage, et non un revenu garanti. L’énergie effectivement déplacée, ainsi que la durée de la batterie, son rendement, sa dégradation et ses contraintes d’exploitation, déterminent la valeur que chaque installation peut capter. En outre, un facteur prendra une importance croissante dans les prévisions de revenus : les batteries elles-mêmes contribueront à réduire les écarts de prix dont dépend leur rentabilité.
La cannibalisation va redessiner les spreads futurs
L’ajout de nouvelles batteries au système électrique modifiera progressivement la structure horaire des prix. Lorsque les batteries se chargent pendant les heures aux prix les plus bas, elles augmentent la demande d’électricité au cours de ces périodes. Lorsqu’elles se déchargent pendant les heures aux prix les plus élevés, elles augmentent l’offre disponible. Ces deux comportements tendent à réduire l’écart entre les prix maximaux et minimaux. Ce processus, connu sous le nom de cannibalisation du stockage, pourrait s’intensifier à mesure que la capacité BESS installée augmente.
Le développement du stockage en Espagne montre déjà des signes d’accélération. Le 30 décembre 2025, le ministère pour la Transition écologique et le Défi démographique a annoncé les résultats de l’appel à aides pour des projets d’investissement dans le stockage, cofinancé par des fonds FEDER 2021‑2027, ayant abouti à la sélection de 126 projets de stockage qui, une fois construits, apporteront 2,2 GW de puissance et 9,4 GWh de capacité. Ces chiffres couvrent différentes technologies et reflètent l’ampleur du développement prévu, bien qu’ils ne représentent pas une capacité déjà installée.
À mesure que ces projets et d’autres entreront en service, les opportunités d’arbitrage évolueront. L’ampleur de ce changement dépendra de la puissance et de la durée des batteries, de leur stratégie d’exploitation et de l’évolution simultanée de la production renouvelable, de la demande et des autres sources de flexibilité.
Il est donc nécessaire d’analyser différents scénarios de pénétration du stockage. Des scénarios hypothétiques de 10, 20 ou 30 GWh de batteries, associés à des hypothèses cohérentes sur la puissance installée et l’exploitation, permettent d’étudier comment les prix horaires et les revenus disponibles pourraient évoluer.
La cannibalisation ne signifie pas nécessairement que les spreads disparaîtront. La part croissante des renouvelables, l’électrification de la demande et l’évolution du mix de production peuvent continuer à créer de la volatilité et de nouvelles opportunités pour le stockage. La question pertinente est de savoir quelle part des spreads restera disponible une fois pris en compte l’effet du stockage lui-même sur le marché. Le spread qui rend une batterie attractive en 2026 ne sera pas nécessairement celui qui déterminera sa rentabilité en 2035.
Le scénario prudent sera déterminant pour le financement
Cette transformation a des conséquences directes sur le financement des projets BESS. Un projet peut afficher une rentabilité attractive sur la base des écarts de prix observés en 2026 et présenter pourtant des revenus attendus bien inférieurs une fois intégrés des scénarios de plus forte pénétration du stockage.
Pour les institutions financières, la question clé n’est pas de savoir combien une batterie peut gagner au cours d’une année particulièrement favorable, mais quels revenus elle pourra générer pendant la période de remboursement de la dette, y compris dans des conditions de marché défavorables. Cela exige d’aller au-delà des estimations fondées sur les spreads historiques ou sur l’extrapolation des revenus actuels.
Les analyses de financement ont besoin de prévisions horaires à long terme des prix du marché de l’électricité, cohérentes avec différents scénarios d’évolution du système. Ces prévisions doivent intégrer la croissance des renouvelables et du stockage, ainsi que les changements attendus de la demande, des interconnexions et des technologies de production. À partir de ces courbes, il est possible de simuler le fonctionnement des batteries et d’estimer leurs revenus année après année, en tenant compte de leurs caractéristiques techniques et des différentes opportunités de marché.
L’analyse doit ensuite être transposée dans le modèle financier afin d’évaluer la capacité du projet à générer des flux de trésorerie suffisants pour assurer le service de la dette et respecter les ratios de couverture exigés par les prêteurs.
Le risque est particulièrement important pour les projets fortement exposés aux revenus merchant. Les contrats de tolling ou les accords qui sécurisent une partie des revenus peuvent réduire cette exposition, mais la valorisation des revenus non contractés exige toujours des scénarios de marché robustes.
Il faut également tenir compte de l’évolution des revenus issus des services d’équilibrage et d’autres mécanismes de flexibilité. Ces sources peuvent compléter l’arbitrage, mais elles sont soumises à leurs propres dynamiques concurrentielles.
Dans ce contexte, la bancabilité ne dépend pas de la démonstration qu’une batterie sera rentable dans le scénario le plus favorable, mais de la preuve qu’elle pourra honorer ses engagements financiers dans des scénarios prudents.
L’hybridation photovoltaïque exige une analyse spécifique
La cannibalisation du stockage affectera également les projets de batteries hybridées avec des centrales photovoltaïques, même si leur exposition aux prix sera différente de celle d’une batterie autonome.
Dans une centrale photovoltaïque, la batterie peut stocker une partie de l’énergie produite pendant les heures à bas prix et reporter sa vente vers des périodes de plus grande valeur. Elle peut ainsi améliorer le prix capturé de l’installation dans son ensemble et réduire les écrêtements dans certaines conditions. Cependant, les opportunités de revenus dépendent du profil horaire de la production renouvelable, des caractéristiques du point de raccordement et des possibilités de charge et de décharge.
Une batterie hybridée peut être limitée par la disponibilité de l’énergie photovoltaïque et par les contraintes d’évacuation partagée vers le réseau, tandis qu’une batterie autonome peut disposer d’une flexibilité opérationnelle différente pour tirer parti des opportunités de marché. Ces différences rendent nécessaire une évaluation conjointe de la production renouvelable, des prix horaires futurs et de l’exploitation du stockage.
De même, le dimensionnement optimal de la batterie, tant en puissance qu’en capacité énergétique, doit reposer sur une perspective à long terme. Une configuration qui maximise les revenus avec les spreads actuels ne sera pas nécessairement la plus rentable lorsque la structure des prix changera.
Par conséquent, la valorisation économique de l’hybridation ne devrait pas se limiter à quantifier les revenus supplémentaires qu’offre le stockage dans les conditions actuelles, mais devrait prendre en compte la manière dont sa contribution à la valeur du projet évoluera tout au long de sa durée de vie utile.
Les spreads de 2035 seront décisifs pour le financement
Les spreads de 2026 stimulent l’intérêt pour le stockage, mais les spreads de 2035 seront décisifs pour le financement de nombreux projets en cours de développement aujourd’hui. La différence entre une batterie rentable sur le papier et un projet capable d’obtenir un financement dépendra de plus en plus de la capacité à démontrer quels revenus resteront disponibles lorsque le stockage atteindra une pénétration bien plus élevée.
Le marché de l’électricité a besoin de davantage de batteries, mais leur financement exige de comprendre comment le marché fonctionnera une fois ces batteries en service. Les courbes de prix horaires à long terme des marchés de l’électricité jouent donc un rôle clé. Elles permettent d’analyser l’évolution des spreads, d’étudier différents scénarios de pénétration du stockage et d’évaluer la résilience des projets face à des conditions de marché moins favorables.
Toutefois, disposer d’une prévision centrale ne suffit pas. Pour évaluer correctement les risques, il faut des scénarios alternatifs, des méthodologies cohérentes et des hypothèses traçables permettant de comprendre l’origine des revenus prévus et leur sensibilité aux principaux facteurs du marché.
Cette approche est particulièrement importante lorsque les résultats doivent être utilisés dans des processus d’investissement et de financement, dans lesquels développeurs, conseillers techniques, investisseurs et institutions financières doivent travailler sur une base de prévisions cohérente et vérifiable.
Les courbes horaires à long terme permettront d’identifier les projets finançables
La croissance du stockage pose un nouveau défi aux développeurs, aux investisseurs et aux prêteurs : anticiper l’évolution d’un marché dans lequel les batteries elles-mêmes transformeront les opportunités de revenus.
Dans ce domaine, AleaGreen, la division d’AleaSoft Energy Forecasting spécialisée dans les prévisions à long terme, fournit des courbes de prix des marchés de l’électricité avec une granularité horaire et des horizons allant jusqu’à 40 ans, qui permettent d’analyser différents scénarios d’évolution des marchés.
De son côté, AleaStorage utilise ces prévisions pour évaluer les revenus des projets de batteries, qu’elles soient autonomes ou hybridées avec des renouvelables, optimiser leur dimensionnement et analyser différentes stratégies d’exploitation tout au long de la durée de vie utile des installations.
La combinaison de prévisions de marché, d’analyses de scénarios et de simulations d’exploitation permet d’élaborer des estimations de revenus cohérentes et d’évaluer leur évolution, en fournissant une base technique aux décisions d’investissement et de financement.
Source : AleaSoft Energy Forecasting