AleaSoft Energy Forecasting, 26 août 2026. Alors que la première enchère du mécanisme de capacité se profile, un débat a un impact direct sur les revenus du stockage : le coefficient de derating des batteries. La prolongation d’Almaraz jusqu’en 2030 impose par ailleurs de revoir les analyses qui sous-tendent le mécanisme. Les données de demande résiduelle du système péninsulaire espagnol de 2021 à 2025 montrent que les épisodes de tension sont de plus en plus courts.
Une fourchette qui peut plus que doubler la capacité ferme d’un même projet
Le mécanisme de capacité en Espagne rémunérera la capacité ferme que chaque technologie peut fournir pendant les heures de plus forte tension du système. Pour les batteries, cette contribution est ajustée au moyen d’un coefficient appelé derating, un coefficient de réduction qui convertit les MW installés en MW fermes. Selon les estimations actuelles, le coefficient pour les batteries se situerait entre 0,27 et 0,70. Cette fourchette signifie que la capacité ferme reconnue à un projet donné, et avec elle les revenus du mécanisme au sein de la structure de revenus de l’actif (revenue stack), peuvent plus que doubler selon la valeur finalement retenue.
La référence européenne confirme l’ampleur de l’enjeu. Sur les marchés de capacité européens, les coefficients appliqués à une batterie de deux heures vont de 0,14 à 0,44, tandis que pour une batterie de quatre heures ils se situent entre 0,28 et 0,67. En Espagne, le débat se déroule pour l’essentiel au niveau des principes. AleaSoft Energy Forecasting apporte les données.
La prolongation d’Almaraz déplace le point de départ du mécanisme
Le 14 août 2026, le Journal officiel espagnol (BOE) a publié l’arrêté renouvelant l’autorisation d’exploitation des deux réacteurs de la centrale nucléaire d’Almaraz jusqu’au 8 juin 2030. Les analyses d’adéquation qui justifient le mécanisme de capacité devant la Commission européenne ont été élaborées sur la base du calendrier de fermeture du nucléaire alors en vigueur, avec Almaraz hors du système en 2027 et 2028.
Le maintien d’environ 2 GW de capacité nucléaire ferme dans le système jusqu’en 2030 modifie ce scénario de départ. En conséquence, la première enchère pourrait ne pas être aussi proche que prévu, et certains paramètres de conception, dont les coefficients de derating et le volume de capacité à contracter, pourraient être révisés. Cette révision rend plus nécessaire encore que le débat sur le derating des batteries s’appuie sur des données relatives au comportement réel du système, car les paramètres fixés aujourd’hui conditionneront les décisions d’investissement dans le stockage d’énergie des prochaines années.
Les épisodes de tension du système sont de plus en plus courts
À partir de la demande résiduelle horaire du système électrique péninsulaire espagnol, c’est-à-dire la demande moins la production éolienne et solaire, AleaSoft Energy Forecasting a analysé la période 2021-2025 en sélectionnant chaque année les 10% d’heures les plus tendues, le seuil que le mécanisme fixe pour les heures de tension, soit 876 heures par an. Sur cette base, l’analyse mesure la durée des épisodes, c’est-à-dire le nombre d’heures consécutives pendant lesquelles le système reste sous tension.
Le résultat est que la durée des épisodes de tension se raccourcit. En 2021, un épisode durait en moyenne 3,8 heures, et en 2025 moins de 3,1 heures. Les épisodes résolus en deux heures ou moins sont passés de 38% à 49% du total. Le nombre d’heures de tension étant fixé par construction, ce qui s’est produit, c’est qu’il y a davantage d’épisodes et qu’ils sont plus courts, de 229 à 286 par an.
La couverture qu’une batterie peut offrir, selon sa durée
Pour le coefficient de derating, ce qui compte est le pourcentage d’heures de tension qu’une batterie peut couvrir selon sa durée. Une batterie de deux heures pouvait couvrir 48% des heures de tension en 2021 et 59% en 2025. Une batterie de quatre heures est passée de 74% à 86%, et une batterie de six heures de 85% à 95%.
La cause en est le solaire photovoltaïque. En déplaçant la tension de l’après-midi vers la rampe du coucher du soleil, il scinde un long problème en plusieurs problèmes courts. L’heure médiane de début des épisodes se situe à 19 h, et deux sur trois commencent entre 18 h et 22 h. Une couverture annuelle de 86% pour une durée de quatre heures est bien supérieure aux coefficients de derating les plus prudents actuellement en discussion, et la tendance des cinq dernières années favorise le stockage de courte durée. Le profil des épisodes de tension diffère entre l’été et l’hiver, une nuance qui mérite une analyse à part entière.
Un coefficient qui évoluera à chaque enchère
Ce qui détermine la valeur d’une durée de stockage donnée, c’est la longueur de l’épisode de tension qu’elle doit couvrir. En Espagne, cet épisode est la rampe qui suit le coucher du soleil, qui dure plusieurs heures, et non une pointe d’une heure. Dans ces conditions, une batterie de deux heures apporte une capacité ferme bien plus faible qu’une batterie de quatre heures, comme le reflètent les fourchettes européennes citées, 0,14 à 0,44 contre 0,28 à 0,67.
Il convient également de rappeler que le déploiement du stockage modifie lui-même le problème qu’il doit résoudre. À mesure que davantage de MW de batteries sont installés, la pointe de demande résiduelle s’aplatit et les épisodes de tension s’allongent, de sorte que le coefficient de derating des courtes durées tend à diminuer avec le temps. Un coefficient de derating n’est pas une donnée d’entrée constante sur 15 ans. Il évoluera à chacune des enchères de capacité, et les modèles de revenus comme les décisions d’investissement doivent intégrer cette évolution dès la phase de conception du projet.
Les données comme base des décisions réglementaires
Les éléments tirés de la demande résiduelle péninsulaire montrent que les épisodes de tension sont de plus en plus courts et que le stockage de quatre heures couvre déjà la grande majorité des heures de tension. Quantifier cette contribution à chaque enchère, et anticiper son évolution, sera décisif pour l’investissement dans le stockage en Espagne.
Analyse des revenus du stockage : le rôle d’AleaStorage
AleaStorage, la division 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 de revenus pour les batteries autonomes sur les marchés de l’énergie et d’équilibrage, des analyses d’hybridation avec les renouvelables, tant solaire photovoltaïque qu’éolien, des évaluations de revenus sur les marchés de capacité et la modélisation de scénarios de prix et de volatilité à long terme. Les séries de données réelles de demande, de production renouvelable et de prix horaires pour l’Espagne et le reste de l’Europe utilisées dans cette analyse sont disponibles sur l’Alea Energy DataBase, la plateforme de données en ligne d’AleaSoft.
Source : AleaSoft Energy Forecasting