AleaSoft Energy Forecasting, 23 octobre 2026. La volatilité croissante des marchés de l’électricité fait peser des risques différents sur les producteurs d’énergies renouvelables et sur les grands consommateurs. Alors que les premiers cherchent à protéger leurs revenus face aux prix bas, les seconds doivent limiter leur exposition à d’éventuelles hausses de prix. Les contrats PPA peuvent apporter de la stabilité aux deux parties, à condition que leurs termes soient adaptés aux perspectives du marché et aux profils de production et de consommation.
La nécessité d’établir des couvertures contre le risque de prix a été l’un des thèmes centraux du 70e webinaire d’AleaSoft Energy Forecasting, tenu le 15 octobre avec la participation de Deloitte. Au cours de la session, AleaSoft a souligné que toute couverture, qu’il s’agisse d’un PPA ou d’un contrat bilatéral, est essentielle tant pour les producteurs que pour les consommateurs, et a désigné l’industrie électro-intensive comme la plus exposée si les tensions actuelles persistent.
Producteurs et consommateurs face à des risques de prix différents
Les prix des marchés électriques européens suivent une tendance à la hausse depuis plusieurs mois, dans le sillage de l’évolution des prix du gaz. En septembre, ils ont augmenté de plus de 20% par rapport à août sur le marché espagnol et sur les marchés nordiques. Les pics de prix aux heures où les centrales à cycle combiné fixent le prix sont de plus en plus élevés, tandis que des prix nuls ou négatifs continuent d’apparaître aux heures solaires. En Espagne, le nombre d’heures à prix nuls ou négatifs enregistrées en 2026 jusqu’en octobre dépasse déjà les totaux de l’ensemble des années 2024 et 2025. Par conséquent, le spread intrajournalier moyen sur le marché espagnol a dépassé 200 €/MWh en septembre.
Source : Élaboré par AleaSoft Energy Forecasting à partir de données d'OMIE, RTE, Nord Pool et GME.Pour les producteurs photovoltaïques, la concentration de l’offre aux heures solaires réduit le prix capturé. Bien que le prix capturé se soit amélioré ces derniers mois, il ne suffit souvent pas à assurer le service de la dette des projets, et il existe un risque que les prix baissent de nouveau au printemps, avec davantage de production photovoltaïque et davantage de pluie.
Les grands consommateurs, tels que l’industrie électro-intensive et les data centers, sont confrontés au risque inverse. Des prix du gaz élevés et volatils sont attendus cet hiver, avec des réserves de gaz de l’Union européenne à 74% à la mi-octobre, contre 83% l’année précédente. Cela réduit la marge de manœuvre pour faire face aux vagues de froid ou aux périodes de faible vent. En hiver, il y a également moins d’heures à prix bas, et les pics se concentrent le soir et le matin.
Cette combinaison de risques crée un moment favorable aux accords. Les producteurs craignent une nouvelle baisse des prix et les consommateurs de nouvelles hausses. Pour AleaSoft, c’est le scénario idéal pour que les deux parties concluent des couvertures entre elles, au moyen de PPA à trois ou cinq ans ou d’autres contrats bilatéraux.
Les PPA apportent de la stabilité mais n’éliminent pas tous les risques
Selon les intervenants de Deloitte, le risque de prix est actuellement le principal risque des projets renouvelables, et le PPA est l’instrument qui rapproche les points de vue des développeurs et des institutions financières. Avec un PPA, les banques peuvent financer jusqu’à 75% du projet, contre les 50% ou 55% qu’elles dépassent rarement avec un risque merchant.
Cependant, le marché des PPA photovoltaïques est actuellement un marché acheteur. Peu d’offtakers sont disposés à assumer le profil solaire, et des PPA swap à 10 ans pour le photovoltaïque sont proposés entre 22 €/MWh et 25 €/MWh. À ces niveaux, la rentabilité pour les développeurs est faible, et fixer un prix trop bas sur une longue période peut compromettre la viabilité de nouveaux projets.
Pour les grands consommateurs, adapter le contrat à leur profil de consommation est essentiel. La production photovoltaïque se concentre aux heures centrales de la journée, qui ne coïncident pas toujours avec les heures de plus forte consommation ; il faut donc évaluer quelle part de l’approvisionnement le contrat couvre et quelle exposition au marché subsiste. Les PPA hybrides avec batteries déplacent une partie de la production solaire vers des heures aux prix plus élevés, ce qui permet des prix de PPA plus élevés. Deloitte a également présenté le cas d’une centrale photovoltaïque raccordée directement à un data center, où les économies sur les coûts de raccordement permettent un PPA d’environ 40 €/MWh sur des durées de 15 ans ou plus.
Outre le prix, la durée de l’accord, les volumes engagés, le mode de règlement et le traitement des heures à prix nuls ou négatifs modifient la valeur du contrat. Les institutions financières exigent des durées minimales comprises entre 7 et 10 ans et ne considèrent pas comme bancables les PPA qui suspendent le règlement lorsque les prix sont nuls ou négatifs. Les clauses déterminent également le traitement comptable, c’est pourquoi il est conseillé de les analyser avant la signature.
Les prévisions de prix, fondamentales pour définir la stratégie d’achat
Avant de signer un PPA, un grand consommateur doit évaluer comment les prix pourraient évoluer pendant la durée du contrat et quelle part de sa consommation il est judicieux de couvrir. Il ne suffit pas de comparer le prix proposé avec le prix actuel ou avec les prix des marchés à terme, peu liquides à long terme et qui ne doivent pas être utilisés comme prévisions de prix.
Il faut disposer de prévisions de prix à long terme avec un détail horaire et des scénarios favorables et défavorables qui reflètent l’évolution de la demande d’électricité, des nouvelles capacités solaires et éoliennes, des conditions météorologiques, des combustibles et des quotas d’émission de CO2. Une stratégie attractive lorsque les prix sont élevés peut présenter des inconvénients si les prix baissent durablement, et une position non couverte peut coûter très cher dans un scénario extrême. Lors du webinaire, AleaSoft a averti que des tensions dans le détroit d’Ormuz coïncidant avec des incidents dans le parc nucléaire européen pourraient porter les prix à 500 ou 600 €/MWh.
Pour Deloitte, une courbe de prix robuste et bancable, justifiable auprès des prêteurs et des auditeurs, est pratiquement l’intrant principal, tant dans la valorisation des contrats que dans les estimations de flux de trésorerie.
La gestion des risques, au-delà du prix du contrat
Pour les grands consommateurs, une stratégie d’achat d’électricité doit aller au-delà de l’obtention du prix le plus bas à un moment donné. L’objectif est de combiner des contrats et des couvertures qui maintiennent les coûts de l’électricité à des niveaux abordables sans renoncer aux heures à prix bas. Les batteries derrière le compteur élargissent ces options, car elles permettent de stocker l’énergie aux heures à prix bas et de l’utiliser aux heures à prix plus élevés. AleaSoft reçoit un nombre croissant de missions de la part de grands consommateurs électro-intensifs intéressés par l’installation de batteries.
Un moment favorable pour conclure des couvertures
L’hiver 2026-2027 arrive avec des prix du gaz élevés et une forte volatilité, tandis que le printemps apportera de nouveau des heures à prix très bas. Les producteurs et les grands consommateurs ont des besoins complémentaires, et les PPA et les contrats bilatéraux permettent aux deux parties de fixer une partie de leurs revenus et de leurs coûts. Le succès de ces accords dépendra de leur adaptation aux profils de production et de consommation, de l’analyse de leurs clauses avant la signature et du fait que les deux parties disposent d’une vision fondée de l’évolution du marché de l’électricité.
Le rôle d’AleaBlue, AleaGreen et AleaHub dans les stratégies d’achat
AleaSoft Energy Forecasting aide les grands consommateurs à planifier leurs achats d’électricité et de gaz et à définir des couvertures, avec des simulations pour valoriser les contrats forward, les futures et les PPA, et un accompagnement dans la négociation d’accords bilatéraux. AleaBlue, la division spécialisée dans les prévisions à court et moyen terme, fournit des prévisions horaires de prix et des simulations avec un horizon allant jusqu’à trois ans pour la gestion des risques et la couverture.
AleaGreen, la division spécialisée dans les prévisions à long terme, fournit des courbes de prix horaires avec un horizon allant jusqu’à 40 ans. Ces prévisions, assorties de bandes de confiance, constituent la base du conseil d’AleaSoft pour identifier les risques, définir les accords et les term sheets, et négocier et conclure des PPA. La méthodologie d’AleaSoft combine l’Intelligence artificielle, les séries temporelles et des modèles statistiques, avec 27 ans d’expérience.
Par ailleurs, AleaHub, le Marketplace de PPA d’AleaSoft, met en relation offtakers et développeurs et vérifie que leurs besoins concordent en termes de quantité d’énergie, de durée, de type de PPA, de prix et de garanties d’origine.
Source : AleaSoft Energy Forecasting