AleaSoft Energy Forecasting, 27 octobre 2026. L’évolution des prix des marchés de l’électricité et des revenus captés par le photovoltaïque pose de nouveaux défis pour le financement de projets d’énergies renouvelables. Adapter la dette, revoir les PPA et évaluer l’hybridation avec des batteries peut améliorer la rentabilité et la bancabilité des centrales existantes. Les prévisions à long terme et les scénarios probabilistes constituent la base pour prendre ces décisions.
Le prix moyen du marché ne suffit plus pour valoriser une centrale photovoltaïque
La croissance de la production d’énergie solaire photovoltaïque transforme le profil horaire des prix du marché espagnol de l’électricité. La concentration de la production aux heures solaires accentue la pression à la baisse sur les prix pendant ces périodes, tandis que d’autres heures de la journée enregistrent des prix beaucoup plus élevés.
Les données du marché day-ahead espagnol montrent cette différence. Entre janvier et septembre 2026, le prix moyen s’est établi à 74,10 €/MWh, contre 63,39 €/MWh sur la même période de 2025. Cependant, le prix moyen de la tranche comprise entre 10:00 et 18:00 est passé de 30,92 €/MWh à 23,87 €/MWh. Cette comparaison de tranches horaires ne représente pas le prix capturé réel d’une centrale, qui dépend de sa production horaire, mais elle illustre l’importance du profil de production.
Au cours des neuf premiers mois de 2026, il y a également eu 747 heures à prix négatifs, contre 535 sur la même période de 2025. Ces données reflètent un marché dans lequel la distribution horaire des prix exerce une influence croissante sur les revenus des actifs renouvelables.
Par conséquent, pour valoriser une centrale photovoltaïque, il ne suffit pas de connaître l’évolution attendue du prix moyen du marché. Il faut analyser les prix capturés, la production horaire, les éventuelles limitations dues aux écrêtements et l’exposition du projet aux différents scénarios de marché.
Rentabilité et structure financière : deux aspects à analyser conjointement
L’évolution des revenus de certaines centrales photovoltaïques peut rendre nécessaire la révision de leurs structures financières. Toutefois, une baisse des revenus par rapport aux attentes initiales ne signifie pas nécessairement que le projet n’est plus viable.
Il est important de distinguer la capacité d’une centrale à générer suffisamment de trésorerie du respect des ratios financiers exigés par ses contrats de financement.
Le ratio de couverture du service de la dette, connu sous le sigle DSCR, met en rapport le flux de trésorerie disponible et les obligations de paiement du principal et des intérêts. Un projet peut conserver sa capacité à honorer ses paiements et, dans le même temps, passer sous les niveaux de couverture exigés par contrat, selon les conditions de son financement.
Cette distinction est pertinente, car les solutions peuvent être différentes. Dans certains cas, revoir le calendrier de remboursement, les modalités du financement ou les conditions de couverture peut aider à adapter la structure financière à l’évolution attendue des revenus.
L’objectif est de parvenir à un équilibre entre la rentabilité de l’actif, la capacité de remboursement et le risque assumé par les institutions financières.
Des prévisions probabilistes pour dimensionner la dette
Dans un marché où la variabilité des prix est croissante, une seule courbe de prévision ne suffit pas pour évaluer tous les risques d’un investissement à long terme.
Les décisions de financement exigent d’analyser différents scénarios de revenus, d’une prévision centrale à des situations plus conservatrices, avec des probabilités associées. Cette approche permet d’évaluer comment évoluerait la capacité de remboursement du projet dans différentes conditions de marché et de déterminer une structure d’endettement cohérente avec son profil de risque.
Les métriques probabilistes, telles que les scénarios P10, P50 et P90, permettent d’étudier la distribution des résultats possibles, à condition de préciser si les percentiles expriment des probabilités de dépassement. Pour le financement, il est particulièrement important de savoir ce qu’il advient des revenus et des ratios financiers dans les scénarios les moins favorables.
Dans ce contexte, les valeurs AleaLow, développées par AleaSoft Energy Forecasting, estiment un prix pour lequel il existe une probabilité déterminée que le prix moyen du marché le dépasse sur un ensemble d’années. Elles sont calculées directement à partir de simulations de prix pour différentes périodes d’années. Les probabilités les plus demandées sont 75%, 85% et 90%, bien qu’elles puissent être calculées pour d’autres probabilités. De même, les valeurs AleaLow PV représentent le scénario le plus baissier des prix capturés du photovoltaïque pour un ensemble d’années avec une probabilité associée.
Ces métriques fournissent une référence probabiliste pour l’analyse des risques et le dimensionnement de la dette, sans dépendre exclusivement d’un scénario central ou d’hypothèses conservatrices arbitraires. Leur application doit être complétée par la simulation de la production et des flux de trésorerie du projet sur la durée du financement.
Refinancement, PPA et adaptation des actifs
La révision du financement ne doit pas se limiter aux conditions de la dette. Les contrats d’achat d’électricité, les stratégies de commercialisation et les caractéristiques techniques de l’actif influent également sur sa rentabilité future.
Les PPA peuvent apporter de la stabilité et de la visibilité aux revenus, bien que leur contribution dépende d’aspects tels que le prix convenu, le volume contracté, le profil de livraison, la durée et les obligations assumées par les parties.
Selon les circonstances de chaque projet, il peut être conseillé d’étudier de nouvelles structures contractuelles, de revoir les couvertures de marché ou de renégocier certaines conditions du refinancement.
Ces alternatives nécessitent des prévisions à long terme qui permettent de comparer leur impact économique et d’évaluer l’évolution des revenus et des risques sur toute la durée de vie de l’actif.
L’hybridation avec des batteries, une alternative pour améliorer la rentabilité
L’ajout de systèmes de stockage BESS est une autre façon d’adapter les centrales photovoltaïques aux nouvelles conditions du marché.
Les batteries permettent de stocker une partie de l’énergie et de déplacer sa vente vers des heures de plus forte valeur, tout en ouvrant des possibilités de participer à d’autres marchés et aux services d’équilibrage, lorsque les conditions techniques et réglementaires le permettent.
Cependant, la rentabilité d’une centrale hybride ne se calcule pas en additionnant simplement les revenus d’une batterie à ceux de la centrale photovoltaïque. Les deux technologies doivent être analysées conjointement, en optimisant l’exploitation en fonction des prix prévus, des contraintes techniques, du rendement, de la dégradation et des conditions d’accès au réseau.
L’hybridation peut modifier à la fois le niveau et la répartition des revenus futurs et, dans certaines configurations, réduire l’exposition aux heures aux prix les plus bas. Toutefois, l’ajout de stockage implique un investissement supplémentaire, dont le financement doit être justifié par des scénarios de revenus réalistes et une évaluation des risques à long terme.
C’est pourquoi la décision d’hybrider doit reposer sur une analyse de rentabilité et de bancabilité propre à chaque centrale.
Un avenir solide pour le photovoltaïque avec des structures financières adaptées
Le photovoltaïque restera l’un des principaux moteurs de la transition énergétique vers un système électrique où les renouvelables occupent une place plus importante. Le défi consiste à adapter les projets, leurs stratégies de commercialisation et leurs structures financières à l’évolution des marchés.
L’avenir du photovoltaïque est prometteur. La combinaison d’une plus grande flexibilité opérationnelle, de structures de financement adaptées et de prévisions scientifiques cohérentes renforcera la rentabilité des projets et facilitera le financement à long terme.
Prévisions, analyses et conseil pour le financement photovoltaïque : le rôle d’AleaSoft
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. Ces prévisions permettent d’estimer les prix capturés du photovoltaïque et servent de base à la valorisation des PPA et au financement de projets d’énergies renouvelables.
AleaStorage, la division spécialisée dans le stockage d’énergie, analyse les projets d’hybridation avec l’énergie solaire photovoltaïque et l’énergie éolienne pour maximiser les revenus et réduire les risques, estime les revenus des batteries sur les marchés de l’énergie et les services d’équilibrage, et modélise des scénarios de prix et de volatilité à long terme.
Par ailleurs, AleaConsulting élabore des rapports de marché, ainsi que des rapports réglementaires et d’expertise, et réalise des audits de prévisions de marché pour les processus d’évaluation, de due diligence et de M&A, tandis qu’AleaHub facilite l’achat et la vente de PPA, d’actifs et de projets renouvelables, ainsi que l’accès au financement.
Source : AleaSoft Energy Forecasting