AleaSoft Energy Forecasting,20 février 2026. La pénétration croissante des énergies renouvelables transforme la structure temporelle des marchés électriques, augmentant la variabilité horaire et modifiant les modèles de fonctionnement du système. Dans ce nouvel environnement, les technologies de stockage d’énergie, et en particulier les centrales de pompage, jouent un rôle essentiel en permettant de déplacer l’énergie des moments où les prix sont les plus bas vers les heures où la valeur économique est la plus élevée. L’analyse des opérations appariées sur le marché journalier montre que ces installations apportent non seulement une stabilité opérationnelle, mais capturent également de la valeur économique en gérant efficacement les différences de prix temporelles.
Analyse des opérations sur le marché quotidien
À partir des opérations appariées sur le marché journalier entre 2020 et 2025, il est possible de déterminer le comportement opérationnel et économique d’une centrale de pompage, en utilisant l’énergie échangée par cette centrale de pompage dans le système électrique péninsulaire et les prix horaires résultant du marché. Même en se limitant au marché journalier, ces données permettent de reconstituer les modèles fondamentaux de fonctionnement du stockage d’énergie à grande échelle et leur interaction avec la formation des prix.
L’image suivante résume le comportement opérationnel de la centrale à travers trois dimensions clés : la répartition horaire de l’énergie effectivement échangée, les prix moyens pondérés par heure obtenus à partir de ses opérations d’achat et de vente appariées sur le marché journalier, et le revenu annuel net résultant de la différence entre les revenus des ventes et les coûts d’achat de l’installation, offrant ainsi une vision intégrée de la valeur ajoutée par la flexibilité au système électrique.
Source : Préparé par AleaSoft à partir des données de l'OMIE.Répartition horaire de l’énergie achetée et vendue par la station de pompage
Le pourcentage d’énergie annuel par heure montre comment se répartit le volume total d’énergie que la centrale achète et vend tout au long de la journée, en tenant compte des offres appariées sur le marché journalier. Chaque valeur indique quelle fraction du total annuel est concentrée sur une heure donnée, ce qui permet d’identifier les fenêtres opérationnelles pendant lesquelles la centrale effectue la majeure partie de ses cycles de charge et de décharge. Cet indicateur ne reflète pas les prix, mais le comportement physique réel en termes d’énergie mobilisée.
En ce qui concerne les achats, en 2020 et 2021, la plus forte concentration d’énergie se produit au petit matin, lorsque la baisse de la demande fait baisser les prix, atteignant environ 10,6 % à 5 heures du matin en 2020 et 8,5 % à la même heure en 2021. À partir de 2022, on observe un déplacement clair vers les heures centrales et les premières heures de l’après-midi : le maximum se situe vers 16 h avec 10,0 % en 2022, 10,9 % en 2023 et à 15 h avec 10,5 % en 2024. En 2025, cette concentration est encore plus marquée, atteignant environ 11,3 % vers 15 h. Cette tendance montre une concentration progressive de la charge aux heures centrales de la journée, où les prix ont été cannibalisés par l’augmentation rapide de l’énergie solaire photovoltaïque.
En ce qui concerne les ventes, la concentration est beaucoup plus stable et clairement orientée vers la fin de la journée, les pourcentages d’énergie annuels les plus élevés se situant de manière récurrente entre 21h00 et 22h00, avec des valeurs typiques comprises entre 13 % et 17 % du total annuel. Bien qu’il existe des volumes secondaires à d’autres heures, la décharge principale se concentre de manière constante dans la tranche horaire de l’après-midi et de la nuit, coïncidant avec le pic de la demande et des prix.
La centrale stocke l’énergie lorsque le système en dispose en abondance, que ce soit tôt le matin, lorsque la demande est faible, ou en milieu de journée, grâce à l’énergie solaire photovoltaïque, et la restitue au marché lorsqu’elle est le plus nécessaire, l’après-midi et le soir, lorsque la demande est plus forte et la production renouvelable plus faible. C’est une démonstration claire de la manière dont le stockage permet de gérer l’énergie.
Source : Préparé par AleaSoft à partir des données de l'OMIE.L’image suivante montre le prix moyen auquel l’énergie a été achetée ou vendue à chaque heure de la journée.
Source : Élaboré par AleaSoft à partir des données de l'OMIE.Revenu annuel net de la station de pompage provenant de ses opérations appariées sur le marché journalier
Le revenu net annuel a été calculé à partir des offres d’achat et de vente appariées de la centrale sur le marché quotidien, comme étant la différence entre la valeur totale de l’énergie vendue et le coût total de l’énergie achetée chaque année. Ces résultats représentent la performance opérationnelle de la centrale de pompage en fonction des transactions qu’elle a effectuées.
En 2020, l’énergie achetée sur le marché journalier a coûté plus cher que la valeur de l’énergie vendue, reflétant des prix du marché journalier très bas et peu volatils en raison des conséquences de la pandémie de COVID-19. À partir de 2021, on observe une augmentation très significative des revenus nets, qui s’élèvent à environ 126 k€/MW en 2021 et se maintiennent à des niveaux similaires en 2022, ce qui indique un marché journalier avec une plus grande volatilité des prix et des opportunités économiques plus favorables pour l’installation.
À partir de 2023, la valeur économique générée par la centrale augmente nettement, dépassant 180 k€/MW en 2023 et 2024, pour atteindre environ 289 k€/MW en 2025. Cette évolution montre les changements radicaux dans la structure des prix du marché journalier, avec une volatilité nettement accrue due à des prix du gaz plus élevés qu’avant la crise de 2022 et une augmentation de la production d’énergies renouvelables, en particulier l’énergie solaire photovoltaïque.
Dans l’ensemble, les revenus annuels reflètent la manière dont la centrale de pompage a progressivement capturé une valeur économique croissante, en tirant parti plus efficacement des différences de prix temporelles observées dans ses opérations appariées. Le résultat met en évidence le rôle de plus en plus important de la flexibilité opérationnelle du stockage hydraulique au sein du système électrique, du point de vue spécifique de cette installation.
Source : Élaboré par AleaSoft à partir des données de l'OMIE.Perspectives des marchés énergétiques en Europe. Printemps 2026
Le 64e webinaire mensuel organisé par AleaSoft Energy Forecasting aura lieu le 12 mars 2026, à 12h00 CET, et portera sur l’analyse de l’évolution récente des marchés européens de l’énergie, leurs perspectives pour le printemps et les principaux événements qui marqueront le secteur tout au long de l’année 2026. La session abordera les développements réglementaires les plus importants, ainsi que le rôle de plus en plus déterminant du stockage d’énergie et des marchés de capacité dans un système électrique caractérisé par une plus grande pénétration des énergies renouvelables et une volatilité des prix croissante. Dans ce domaine, AleaStorage apporte des solutions avancées d’optimisation, d’analyse des revenus et de conception de projets de stockage et de systèmes hybrides avec des énergies renouvelables, visant à maximiser la valeur économique et la rentabilité des actifs.
La rencontre bénéficiera à nouveau de la participation d’experts d’EY, qui apporteront leur expérience en matière de réglementation, de financement de projets renouvelables et de stockage, de PPA, d’autoconsommation et d’évaluation d’actifs et de portefeuilles énergétiques, complétant ainsi l’analyse de marché d’AleaSoft. Le webinaire s’impose comme une référence pour comprendre les tendances qui transforment les marchés européens de l’énergie et la valeur stratégique croissante de la flexibilité dans le système électrique.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.