AleaSoft Energy Forecasting, 5 juin 2026. L’approbation par la Commission européenne du marché de capacité en Espagne introduit un nouveau signal pour le stockage d’énergie, dans un contexte où les batteries gagnent en importance pour apporter de la fermeté et de la flexibilité au système électrique. Pour les projets BESS, qu’ils soient autonomes ou hybridés avec des renouvelables, ce mécanisme ouvre de nouvelles possibilités, mais il ne supprime pas la nécessité d’une analyse financière prudente et à long terme.
Le marché de capacité en Espagne pourrait devenir une source pertinente de revenus stables pour les batteries, mais le financement des projets continuera de dépendre d’une modélisation rigoureuse des revenus marchands, des risques de marché, des obligations de disponibilité et de la capacité du projet à couvrir le service de la dette à long terme.
L’Espagne dispose désormais de l’approbation européenne pour la création d’un marché de capacité dans le système électrique péninsulaire. Le mécanisme prévoit que la fourniture de services de capacité soit attribuée au moyen d’enchères concurrentielles de capacité ferme, rémunérées en euros par MW et par an, dans le but de renforcer la sécurité d’approvisionnement et de faciliter l’intégration des énergies renouvelables grâce à des technologies fermes et flexibles, y compris le stockage d’énergie.
Pour les projets de batteries, qu’ils soient autonomes ou hybridés avec le photovoltaïque, ce mécanisme pourrait représenter un changement important. Jusqu’à présent, la bancabilité de nombreux projets BESS reposait principalement sur les revenus marchands : l’arbitrage sur les marchés journalier et infrajournalier, les marchés d’ajustement, les services d’équilibrage, l’optimisation des cycles et la capture de la volatilité. L’arrivée des paiements de capacité ajouterait une source de revenus plus prévisible, liée à la disponibilité de capacité ferme aux moments critiques pour le système.
Cependant, il convient d’éviter une interprétation simpliste. Le marché de capacité ne remplacera pas l’analyse complète des revenus, et ne rendra pas non plus automatiquement finançable n’importe quel projet BESS. Bien que le mécanisme dispose déjà de l’approbation européenne, des éléments clés restent à définir, tels que les coefficients de derating ou de fermeté, les obligations de disponibilité, les pénalités en cas de non-respect, les garanties requises, la durée des contrats, les exigences techniques, la compatibilité avec d’autres revenus et les prix résultant des enchères.
En outre, les batteries ne seront pas seules en concurrence. Différentes technologies capables d’apporter de la fermeté ou de la flexibilité au système pourront participer aux enchères, y compris la production pilotable, le stockage et la réponse à la demande. Par conséquent, la valeur captée par les BESS dépendra non seulement de leur capacité technique, mais aussi de la conception finale du mécanisme, de la pression concurrentielle et du volume de capacité attribué.
Le signal est clair : les développeurs, les fonds, les banques et les services publics devraient commencer à intégrer le marché de capacité dans leurs analyses stratégiques, mais avec prudence. Non pas comme un revenu garanti sans risque, mais comme un scénario supplémentaire qui doit être intégré dans des modèles financiers robustes, avec des sensibilités et des hypothèses transparentes.
La clé de la bancabilité continuera de résider dans la qualité des prévisions. Pour valoriser correctement une batterie, il ne suffit pas de supposer un paiement fixe par MW/an. Il est nécessaire de simuler, heure par heure et sur le long terme, l’évolution des prix des marchés de l’électricité, des spreads journalier et infrajournalier, de la volatilité, de la pénétration des énergies renouvelables, du curtailment, de la cannibalisation solaire, de la future saturation du stockage, des cycles de charge et de décharge, de la dégradation, du rendement, des contraintes opérationnelles et de la participation aux marchés d’ajustement.
À ce stade, le DSCR, ou ratio de couverture du service de la dette, devient un indicateur central. Les financiers ne regarderont pas seulement les revenus attendus, mais aussi la capacité réelle du projet à couvrir le service de la dette dans des scénarios conservateurs et avec la proportion la plus élevée possible de revenus prévisibles ou contractualisés, y compris les paiements de capacité. Un paiement de capacité peut améliorer le profil de risque, mais si les revenus marchands sont mal estimés, si les spreads futurs sont surévalués ou si l’entrée massive de nouvelles batteries n’est pas prise en compte, le projet peut afficher un rendement apparent qui, en fin de compte, ne se concrétise pas.
Il sera également important d’analyser la possible cannibalisation du marché de capacité lui-même. Si le développement du stockage s’accélère de manière significative, la concurrence dans les enchères pourrait réduire les prix attribués et limiter l’impact positif de ce revenu sur le financement de nouveaux projets.
Le marché espagnol a besoin de stockage, et les batteries ont besoin de signaux à long terme. Les enchères de capacité peuvent contribuer à boucler ce cercle. Mais la véritable bancabilité ne proviendra pas uniquement d’une nouvelle ligne de revenus réglementés ou semi-réglementés, mais d’une vision complète du futur marché de l’électricité.
Pour les BESS autonomes et pour l’hybridation avec le photovoltaïque, la conclusion est claire : le marché de capacité devrait commencer à faire partie des analyses d’investissement, mais toujours accompagné de prévisions horaires à long terme, de scénarios probabilistes et d’une modélisation rigoureuse des revenus, des risques, de la dégradation, de la disponibilité et du DSCR.
Le marché de capacité ouvre une nouvelle opportunité pour les BESS. La prudence technique et financière restera essentielle pour en faire des projets véritablement bancables.
L’analyse d’AleaSoft Energy Forecasting pour le stockage par batteries et l’hybridation avec les renouvelables
Pour transformer cette opportunité en projets bancables, il est essentiel de calculer les revenus attendus, de dimensionner le stockage de manière efficace et de définir des stratégies d’exploitation qui maximisent le TRI et réduisent les risques. Chez AleaStorage, une division d’AleaSoft Energy Forecasting, ces analyses sont réalisées pour des projets autonomes et des systèmes hybrides avec des énergies renouvelables, au moyen de simulations des prix horaires futurs, de scénarios probabilistes, d’algorithmes d’optimisation et d’une vision complète des opportunités de marché, y compris une participation potentielle aux enchères de capacité.
Source : AleaSoft Energy Forecasting.
