AleaSoft Energy Forecasting, 31 octobre 2025. Entretien d’EnergyNews avec Antonio Delgado Rigal, docteur en intelligence artificielle, fondateur et PDG d’AleaSoft Energy Forecasting.
Évolution du marché espagnol de l’électricité au cours des neuf premiers mois de 2025
En 2025, le marché espagnol de l’électricité a connu une dynamique marquée par une forte pénétration des énergies renouvelables, la stabilité du gaz naturel et une forte volatilité horaire. Au cours des dix premiers mois, le prix moyen du marché de gros OMIE s’est établi à environ 65 €/MWh, soit une augmentation de près de 20 % par rapport à la même période en 2024.
L’hiver a commencé avec des prix relativement élevés, poussés à la hausse par les tensions sur les marchés internationaux du gaz et par des conditions météorologiques froides. À partir du mois de mars, l’augmentation de la production solaire photovoltaïque, associée à une demande électrique modérée, a entraîné plusieurs journées avec des prix nuls, voire négatifs, en particulier en avril et en mai.
L’événement le plus marquant de l’année a été la panne générale du 28 avril, provoquée par une série d’incidents techniques qui ont entraîné la déconnexion d’une grande partie du réseau ibérique. Cet événement a donné lieu à la mise en place de mesures supplémentaires visant à renforcer le contrôle de la tension et le fonctionnement des énergies renouvelables. Au troisième trimestre, la reprise de la demande, une légère baisse de la production hydraulique et un prix du gaz plus stable, autour de 30-35 €/MWh, ont modéré la baisse des prix, sans toutefois éliminer la volatilité structurelle.
Quels facteurs ont eu le plus d’impact sur les prix cette année ?
Quatre facteurs principaux ont joué un rôle déterminant :
- Prix du gaz TTF : il reste la principale référence pour le coût marginal des cycles combinés. Sa baisse depuis les pics hivernaux (~58 €/MWh à la mi-février) jusqu’à des niveaux légèrement supérieurs à 30 €/MWh à la fin août a réduit les prix marginaux aux heures de forte demande, mais cette baisse a été en partie compensée par l’augmentation des prix des droits d’émission de CO2.
- Production renouvelable record : la forte production solaire et hydroélectrique a supplanté les technologies plus coûteuses et généré davantage d’heures à prix zéro. Au cours du seul premier semestre, plus de 600 heures à prix zéro ou négatif ont été enregistrées.
- Conditions météorologiques et hydrauliques : les mois printaniers humides ont favorisé la baisse des prix, tandis que l’été sec a légèrement fait grimper les prix lors des pics de demande.
- Effets réglementaires et techniques : après la panne du 28 avril, le système a fonctionné dans des conditions renforcées qui ont temporairement limité la flexibilité à certains nœuds.
Y a-t-il eu des situations imprévues qui ont eu un impact sur le marché ?
L’événement le plus inattendu et le plus marquant a été la panne d’électricité du 28 avril 2025, qui a entraîné une perte temporaire d’environ 15 GW dans la péninsule ibérique. Cet événement a mis en évidence la vulnérabilité du système face à une forte pénétration des énergies renouvelables sans services de contrôle de tension suffisants.
À la suite de cet incident, Red Eléctrica et la CNMC ont mis en place des mesures préventives et correctives : révision du contrôle de la tension, services d’inertie synthétique et capacité de démarrage à froid, et nouveaux tests de résistance opérationnelle pour les générateurs et les distributeurs.
Prévisions en matière de prix et de demande pour l’hiver 2025-2026
Selon les prévisions d’AleaSoft Energy Forecasting, l’hiver 2025-2026 sera marqué par des prix modérés, avec une fourchette moyenne prévue entre 60 et 80 €/MWh, en fonction du comportement du gaz et des conditions météorologiques.
Dans le scénario de base, avec un prix du gaz TTF autour de 30-35 €/MWh et des prix du CO₂ stables (~70 €/t), on s’attend à une évolution des prix inférieure à celle de l’hiver précédent.
Dans un scénario haussier (vague de froid en Europe et faible production éolienne), les prix pourraient dépasser 100 €/MWh.
Dans un scénario baissier (vent abondant et hydraulique), des moyennes mensuelles inférieures à 20 €/MWh pourraient être enregistrées.
La demande augmentera légèrement en raison de l’électrification résidentielle et industrielle.
Le rôle du gaz dans les prix pendant la saison hivernale
Le gaz naturel reste la technologie marginale qui fixe le prix pendant de nombreuses heures. Pendant l’hiver, l’équilibre entre l’offre de GNL et le stockage européen sera déterminant. Si le TTF se maintient à 30-40 €/MWh, l’impact sera modéré. Toute perturbation géopolitique pourrait tendre le marché et faire grimper les prix sur les marchés électriques. À moyen terme, son influence diminuera grâce au stockage d’énergie et à la gestion de la demande.
Impact de la pénétration des énergies renouvelables et du stockage sur les prix et la stabilité du système
La pénétration croissante des énergies renouvelables transforme la structure des prix : volatilité intrajournalière accrue, augmentation des heures à prix nul ou négatif et risques de gaspillage d’énergie. Le développement du stockage dans des batteries (BESS) sera essentiel pour corriger ces déséquilibres. Bien que la puissance installée soit encore modeste, le pipeline dépasse les 20 GW. Les batteries permettront d’absorber les excédents et d’assurer la stabilité de la fréquence et de la tension.
Prévisions à moyen terme pour le marché électrique espagnol et européen
AleaSoft prévoit que les prix européens continueront à suivre une tendance structurelle à la baisse, avec une plus grande dispersion horaire. En Espagne, la croissance des énergies renouvelables réduira les prix moyens annuels, même si le nombre d’heures à zéro augmentera. Au niveau européen, la convergence des prix s’accentuera grâce aux interconnexions et aux mécanismes de capacité et de flexibilité. Les actifs flexibles — batteries, pompage, hydrogène vert — gagneront en valeur stratégique.
Épisodes de prix nuls : se reproduiront-ils en 2025 et 2026 ?
Oui, ils se reproduiront très probablement, surtout au printemps et à l’automne, lorsque la production photovoltaïque est élevée et la demande faible. L’important n’est pas de les éviter, mais de les gérer et de tirer parti des opportunités qu’ils offrent pour l’arbitrage, le stockage et l’industrie électro-intensive.
Comment faire face aux épisodes de prix nuls ?
Les entreprises doivent adopter des stratégies de gestion active : déplacer la consommation, utiliser le stockage, concevoir des PPA et des couvertures adaptées, et intégrer une flexibilité opérationnelle. À un niveau macroéconomique, l’objectif doit être de transformer l’abondance des énergies renouvelables en valeur économique, en évitant les gaspillages et les pertes.
Adaptation réglementaire et commerciale face aux prix zéro
La réglementation doit encourager la flexibilité grâce à des mécanismes de capacité, des services de tension et une réponse à la demande. Il est nécessaire de simplifier le raccordement des projets hybrides, de revoir les péages et de renforcer le réseau électrique. C’est la seule façon de garantir la stabilité technique et économique du système.
Le panorama général du marché de l’électricité
Le marché espagnol de l’électricité de 2025 connaît une transformation structurelle. La volatilité est le reflet naturel de la transition vers un système plus renouvelable et plus flexible. Les prochaines années seront décisives : le développement du stockage, les marchés de capacité et la gestion de la demande permettront de mettre en place un système plus stable, plus résilient et plus compétitif. L’Espagne peut devenir une référence européenne si elle maintient une stabilité réglementaire et une vision à long terme.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.
