AleaSoft Energy Forecasting, 4 mars 2026. L’évolution des marchés électriques se reflète non seulement dans les prix horaires, mais aussi dans la dynamique interne de la programmation des unités de production. Dans un environnement caractérisé par une plus grande volatilité, une pénétration croissante des énergies renouvelables et des ajustements continus entre les marchés, la différence entre le programme quotidien provisoire viable (PDVP) et le programme horaire final continu (PHFC) devient un indicateur pertinent du comportement stratégique. L’analyse des données correspondant à la période 2023-2025 pour une centrale thermosolaire permet d’observer comment la programmation initiale du marché quotidien évolue après la négociation intrajournalière, révélant des modèles d’ajustement qui fournissent des informations précieuses sur la flexibilité opérationnelle et l’optimisation économique.
Dans l’analyse du marché de l’électricité, l’accent est généralement mis sur les prix et la production réelle, mais il existe une autre dimension tout aussi révélatrice : l’évolution de la programmation entre le programme quotidien provisoire viable (PDVP) et le programme horaire final continu (PHFC). Au-delà d’une simple comparaison numérique, le contraste entre les deux programmes permet d’observer comment une centrale de production ajuste sa position en fonction du marché quotidien et comment elle utilise les marchés intrajournaliers comme outil d’optimisation dans un environnement de plus en plus dynamique.
Le PDVP est la programmation résultant du marché journalier une fois la compensation des offres effectuée, les contrats bilatéraux intégrés et les premières restrictions techniques résolues par l’opérateur du système. Il constitue la référence opérationnelle postérieure au marché journalier et reflète l’énergie programmée avant la négociation des marchés intrajournaliers. Il ne s’agit pas de la production réelle ni du règlement définitif, mais de la première programmation viable de la journée du point de vue du marché et de l’opération initiale.
Le PHFC est la programmation qui résulte des enchères intrajournalières et de la négociation sur le marché intrajournalier continu. Il représente la dernière programmation du marché avant les services d’ajustement et l’opération en temps réel. Il n’équivaut pas non plus à la production réelle, mais constitue la position finale consolidée après l’ensemble du processus de négociation sur les marchés de gros.
La comparaison des deux programmes permet d’aller au-delà du prix marginal et d’ouvrir une fenêtre complémentaire sur le fonctionnement du système. L’analyse de leur différence permet de comprendre comment les positions sont ajustées avant l’opération effective, d’identifier les modèles saisonniers d’optimisation et de quantifier l’intensité avec laquelle le marché intrajournalier est utilisé. En définitive, elle fournit une mesure indirecte mais robuste du comportement stratégique du marché et de la flexibilité opérationnelle effective.
Le signal structurel du profil horaire et sa saisonnalité
La partie supérieure de l’image montre, pour chaque heure de la journée, la répartition horaire de l’énergie programmée de la centrale thermosolaire, exprimée en pourcentage du total annuel en PDVP et PHFC, ventilée par trimestre pour la période 2023-2025. Les résultats montrent que la structure horaire du PHFC n’est pas une réplique exacte du PDVP. Bien qu’elles partagent une base commune, des décalages systématiques de participation apparaissent entre certaines tranches horaires qui se répètent tout au long des années incluses dans l’analyse. Au cours de certains trimestres, les heures centrales et l’après-midi sont renforcées dans le programme final, en raison de processus de reprogrammation intrajournalière motivés par la mise à jour des conditions opérationnelles et des ressources disponibles.
La production d’une centrale solaire thermoélectrique dépend principalement de la ressource solaire, et c’est le principal schéma observé, tant au cours de la journée que tout au long de l’année. Mais les centrales thermosolaires ont une certaine capacité de stockage thermique, et cette capacité représente un avantage dans la mesure où elle permet de gérer cette réserve de manière stratégique.
Source : Préparé par AleaSoft à partir des données de l'OMIE.Les changements et ajustements entre PDVP et PHFC
L’analyse des différences dans la partie inférieure de l’image, en points de pourcentage et en valeurs relatives, montre une tendance beaucoup plus marquée qu’il n’y paraît à première vue.
Les changements les plus importants se concentrent au cours des premiers et derniers trimestres de chaque année. Au cours de plusieurs de ces périodes, l’ajustement relatif dépasse 40 % et atteint même des valeurs proches de 80 % à certaines heures. Ce niveau de reconfiguration implique qu’une partie très importante du programme initialement négocié sur le marché journalier est ensuite révisée sur le marché intrajournalier. Il ne s’agit pas de petites modifications marginales, mais d’une réorganisation substantielle du profil horaire.
En revanche, au cours des deuxième et troisième trimestres de l’année, la variation relative tend à être plus modérée et stable. Bien que des ajustements importants continuent d’exister, leur intensité moyenne est inférieure à celle observée en hiver et à la fin de l’année. Ce comportement est cohérent avec la nature même de la ressource thermosolaire. Au cours des trimestres centraux de l’année, caractérisés par un rayonnement plus important et une météo généralement plus stable, la prévisibilité de la ressource est plus élevée et la programmation définie sur le marché journalier nécessite moins de corrections ultérieures. En revanche, au cours des premier et quatrième trimestres, la moindre disponibilité solaire, la plus grande variabilité atmosphérique et la réduction des heures d’ensoleillement augmentent l’incertitude opérationnelle. Dans ce contexte, les marchés intrajournaliers jouent un rôle plus actif en tant qu’outil d’ajustement et d’optimisation, ce qui se traduit par des pourcentages de modification beaucoup plus prononcés. La comparaison entre le PDVP et le PHFC révèle non seulement des différences techniques de programmation, mais aussi une adaptation stratégique à la saisonnalité de la ressource et au degré d’incertitude associé à chaque période de l’année.
Perspectives des marchés énergétiques en Europe. Printemps 2026
Le 64e webinaire mensuel organisé par AleaSoft Energy Forecasting aura lieu le 12 mars 2026 à 12h00 CET et sera consacré à l’analyse de l’évolution récente des marchés européens de l’énergie, à leurs perspectives pour le printemps et aux principaux événements qui influenceront le secteur tout au long de l’année 2026. Au cours de la session, les changements réglementaires les plus importants seront examinés, ainsi que le rôle de plus en plus décisif du stockage d’énergie et des marchés de capacité dans un système électrique caractérisé par une plus grande pénétration des énergies renouvelables et une volatilité des prix croissante. Dans ce contexte, AleaStorage présentera ses solutions avancées d’optimisation, d’analyse des revenus et de structuration de projets de stockage et de systèmes hybrides avec des énergies renouvelables, visant à maximiser la valeur et la rentabilité des actifs.
L’événement comptera à nouveau sur la participation d’experts d’EY, qui partageront leur expérience en matière de réglementation, de financement de projets renouvelables et de stockage, d’accords PPA, d’autoconsommation et d’évaluation d’actifs et de portefeuilles énergétiques, complétant ainsi l’analyse de marché d’AleaSoft. Le webinaire s’impose comme un forum de référence pour comprendre les tendances qui transforment les marchés européens de l’énergie et la valeur stratégique croissante de la flexibilité au sein du système électrique.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.