AleaSoft Energy Forecasting, 14 octobre 2026. Après près de trois décennies de transformation du marché de l’électricité, le prochain grand défi ne consiste plus seulement à installer davantage de capacité renouvelable. Le stockage, la flexibilité de la demande, les réseaux et une exploitation toujours plus proche du temps réel seront décisifs pour intégrer efficacement la production d’énergie renouvelable et tirer le meilleur parti de son potentiel.
Un marché méconnaissable en à peine une génération
Le marché de l’électricité espagnol d’aujourd’hui a peu de choses en commun avec celui de la fin des années 1990. Lorsque AleaSoft Energy Forecasting a commencé son activité, le 8 octobre 1999, le marché libéralisé espagnol fonctionnait depuis à peine deux ans. La production était beaucoup plus concentrée dans de grandes centrales conventionnelles, les énergies renouvelables avaient encore une présence limitée et le marché fonctionnait avec une résolution horaire.
Vingt-sept ans plus tard, la transformation est profonde. L’énergie éolienne et, plus tard, l’énergie photovoltaïque ont changé le mix de production, de nouveaux acteurs et modèles d’affaires sont apparus et les décisions se prennent dans un environnement de plus en plus interconnecté et complexe. Selon Red Eléctrica, fin 2025, le système électrique espagnol disposait de 142,5 GW de puissance installée, après l’ajout de 10 GW de nouvelle capacité renouvelable au cours de l’année, dont 8,8 GW de photovoltaïque. En incluant également les installations d’autoconsommation, la puissance installée atteignait 150,8 GW, dont 68,9% de production renouvelable.
Un an de marché quart-horaire
Le 1er octobre 2025, le marché day-ahead européen est passé d’une résolution horaire à une résolution de 15 minutes, avec une première séance de négociation tenue le 30 septembre. Un an plus tard, ce changement technique résume une grande partie de l’évolution que connaît le système électrique. Le moment exact où l’électricité est produite, consommée, achetée, vendue ou stockée compte de plus en plus.
Une granularité plus fine permet de mieux représenter les variations de la production d’énergie renouvelable et de la demande d’électricité et offre aux agents du marché davantage d’options pour ajuster leurs positions. Mais elle accroît aussi le besoin de bonnes prévisions et de capacité de réaction. Pour les producteurs d’énergie renouvelable, les fournisseurs, les traders, les représentants, les agrégateurs, les centres de contrôle et les exploitants de batteries, des écarts de quelques minutes dans la production, la demande ou les prix peuvent finir par orienter les décisions opérationnelles.
L’évolution vers des marchés toujours plus proches du temps réel va donc au-delà de la résolution temporelle. Elle s’inscrit dans une transformation plus large du système électrique.
De l’installation des renouvelables à leur intégration
Pendant une grande partie des dernières décennies, l’un des principaux objectifs de la transition énergétique a été d’augmenter la capacité renouvelable. Ce processus doit encore se poursuivre, mais la croissance de l’énergie éolienne et, surtout, de l’énergie photovoltaïque change la nature du défi.
L’abondance de la production solaire pendant certaines heures fait baisser les prix précisément lorsque ces installations produisent le plus. Les prix capturés, la cannibalisation, les heures à prix nuls ou négatifs et les écrêtements de la production renouvelable occupent désormais une place centrale dans l’analyse des projets.
En 2025, les énergies renouvelables ont produit 55,5% de l’électricité en Espagne et leur part a atteint 56,6% en incluant la contribution estimée de l’autoconsommation. À mesure que ce pourcentage augmente, l’ajout de nouvelle capacité de production devra aller de pair avec une plus grande capacité à décider quand cette électricité est consommée et quand elle est injectée dans le système. C’est là que commence la prochaine étape.
Le stockage changera la valeur du temps
Les batteries sont appelées à jouer un rôle fondamental, car elles permettent de découpler, au moins partiellement, le moment de la production de celui de la consommation. Une installation photovoltaïque sans stockage dépend dans une large mesure du prix des heures solaires. Avec une batterie, une partie de cette production peut être déplacée vers d’autres heures, participer à différents marchés et contribuer à fournir des services au système.
C’est pourquoi la valeur d’un projet de stockage d’énergie ne peut pas être analysée en regardant uniquement les prix moyens de l’électricité. Ce qui compte, ce sont les spreads entre périodes, la volatilité du marché intrajournalier, les services système, les mécanismes de capacité et la manière dont toutes ces sources de revenus évolueront au cours de la durée de vie de l’actif.
L’Espagne a clôturé 2025 avec 3427 MW de capacité de stockage et, selon Red Eléctrica, ces systèmes ont permis d’intégrer 9213 GWh au cours de l’année, soit 6,2% de plus qu’en 2024. Parallèlement, de nombreux projets de batteries, d’installations hybrides et d’accumulation par pompage continuent d’avancer.
Le défi consiste à valoriser des projets dont les revenus dépendront précisément d’un marché qui évoluera lui aussi sous l’effet du déploiement massif du stockage. Plus les batteries participent à l’arbitrage et à certains services, plus leur influence est grande sur les spreads et les opportunités mêmes qui soutiennent leurs revenus.
La demande devra elle aussi être flexible
La flexibilité ne viendra pas uniquement de la production et du stockage. L’électrification de l’industrie, les véhicules électriques, les pompes à chaleur, l’autoconsommation, les data centers et d’autres nouveaux consommateurs feront augmenter la demande d’électricité au cours des prochaines années. Mais le moment où cette consommation aura lieu sera tout aussi important que l’ampleur de sa croissance.
Un système doté d’une production d’énergie renouvelable abondante aura besoin de signaux qui incitent à déplacer une partie de la demande vers les moments de plus grande disponibilité d’électricité. La demande cessera ainsi progressivement d’être une variable que le système doit simplement satisfaire pour devenir aussi une ressource pouvant être gérée.
Pour les grands consommateurs, cette évolution ouvre des opportunités, mais elle ajoute aussi de la complexité. La stratégie d’approvisionnement devra combiner le marché, les contrats à terme, les PPA et d’autres instruments de couverture avec les possibilités offertes par l’autoconsommation, le stockage et la flexibilité.
Les réseaux, condition préalable à l’intégration de la nouvelle production et de la nouvelle demande
Produire, stocker et consommer l’électricité aux bons moments ne suffira pas si le réseau ne permet pas de les raccorder. Le déploiement de nouvelle production, de batteries et de demande d’électricité accroît la valeur stratégique de la capacité d’accès et de raccordement au réseau. Au cours des prochaines années, la localisation des projets prendra de plus en plus d’importance.
Pour une installation d’énergie renouvelable existante, la valeur future dépendra de l’électricité qu’elle produit, mais aussi des possibilités de repowering, d’hybridation avec des batteries et d’utilisation de son point de raccordement. Parallèlement, les nouveaux grands consommateurs devront s’implanter là où de la capacité est disponible ou là où les réseaux électriques peuvent être renforcés. La planification de la production, du stockage, de la demande et des réseaux devra donc être de plus en plus coordonnée.
Prévoir sera plus difficile et plus nécessaire
Paradoxalement, plus le système devient flexible, plus il sera difficile d’anticiper son comportement. Il y a vingt-sept ans, les principales variables expliquant les prix étaient relativement peu nombreuses. Aujourd’hui, il faut tenir compte de l’évolution du mix de production, des combustibles, du CO2, des interconnexions, du stockage, de l’autoconsommation, des nouveaux consommateurs, de la flexibilité de la demande et des changements réglementaires, parmi bien d’autres facteurs.
En outre, chaque décision a son propre horizon. Un centre de contrôle doit anticiper les prochaines heures, un trader les mouvements des prochains jours ou mois, tandis qu’un développeur, une banque ou un fonds d’investissement doivent évaluer ce qui peut se passer sur plusieurs décennies.
L’Intelligence artificielle offre de nouvelles possibilités pour traiter les données, automatiser les analyses et améliorer la prise de décision. AleaSoft Energy Forecasting est née en 1999 précisément en appliquant l’Intelligence artificielle, la statistique et l’économétrie à la prévision énergétique. Mais l’évolution technologique ne réduit pas le besoin de connaissance du marché. Plus la quantité d’informations disponibles est grande et plus les interactions entre les différentes technologies sont complexes, plus il sera important de comprendre les relations qui expliquent le comportement du système.
La prochaine transformation sera la flexibilité
Les 27 dernières années montrent à quel point un marché peut se transformer en à peine une génération. Il y a d’abord eu la libéralisation et l’intégration progressive des marchés électriques européens. Puis le déploiement à grande échelle des énergies renouvelables. Aujourd’hui, une étape différente commence.
Les batteries déplaceront l’énergie entre les périodes. La demande répondra de plus en plus aux conditions du marché. Les réseaux devront intégrer une nouvelle production et de nouveaux consommateurs. L’électrification stimulera la demande et les marchés continueront de se rapprocher du temps réel.
Dans ce scénario, la valeur de l’électricité dépendra de moins en moins de la quantité d’énergie produite et de plus en plus du moment où elle est produite, du moment où elle est consommée, de la quantité qui peut être stockée et de la manière dont elle est gérée. Après près de trois décennies de transformation de la manière de produire l’électricité, le prochain grand défi du secteur électrique est de construire un système capable de gérer efficacement son abondance renouvelable.
Des prévisions pour gérer un système plus flexible
La gestion de ce système exige des prévisions cohérentes sur tous les horizons temporels, des prochains quarts d’heure aux prochaines décennies, réalisées avec une méthodologie unique. La méthodologie développée par AleaSoft, forte de 27 ans d’expérience dans le secteur, combine l’Intelligence artificielle, les séries temporelles et des modèles statistiques qui fonctionnent ensemble, et non comme des technologies isolées.
AleaSoft Energy Forecasting fournit des services de prévision pour les marchés de l’énergie à court, moyen et long terme. La division AleaBlue d’AleaSoft Energy Forecasting réalise des prévisions des prix du marché de l’électricité, de production d’énergie renouvelable et de demande à court et moyen terme pour l’exploitation, le trading et les stratégies d’achat, de vente et de couverture. La division AleaGreen propose des prévisions à long terme avec des bandes de confiance et des prix capturés pour l’évaluation d’actifs, les PPA et le financement de projets d’énergies renouvelables. De son côté, AleaStorage, la division d’AleaSoft Energy Forecasting spécialisée dans le stockage d’énergie, analyse les revenus et les risques des batteries autonomes et des projets d’hybridation tout au long de leur durée de vie utile.
Source : AleaSoft Energy Forecasting