AleaSoft Energy Forecasting, 14 août 2026. Le MITECO a accordé 612 millions d’euros à 173 projets de repowering éolien et de modernisation hydroélectrique dans le cadre du programme Repoten 2. Plus de la moitié intégreront du stockage hybridé, ajoutant 2 GWh de nouvelle capacité. L’appel à projets montre que le renouvellement d’un actif exige désormais de coordonner la puissance, le stockage, l’accès au réseau, le prix capté et le financement.
Un programme qui accélère le renouvellement du parc renouvelable espagnol
Le deuxième appel à projets du programme de repowering circulaire, Repoten 2, a alloué 612 millions d’euros de fonds NextGenEU du Plan pour la reprise, la transformation et la résilience (PRTR) à 173 projets visant à renouveler des parcs éoliens et des installations hydroélectriques d’une puissance maximale de 50 MW. Les aides, gérées par l’IDAE, soutiendront 81 opérations de repowering éolien et 92 opérations de rénovation technologique et environnementale de centrales hydroélectriques.
Les projets sélectionnés totalisent 2433 MW de puissance éolienne et 1091 MW de puissance hydroélectrique, soit plus de 3,5 GW de capacité de production associée aux installations rénovées. Ils mobiliseront également un investissement proche de 3,75 milliards d’euros.
La Galice arrive en tête de l’appel à projets avec 40 projets, suivie de la Castille-et-León, de la Castille-La Manche, de l’Andalousie et de l’Aragon. Les opérations devront être achevées avant le 30 juin 2030, avec la possibilité de prolonger le délai jusqu’au 31 décembre de la même année. Cet horizon d’exécution implique d’aborder très en amont les décisions relatives à la conception, au stockage d’énergie, à l’accès au réseau et au financement.
Le repowering ne consiste plus seulement à remplacer la turbine
L’image traditionnelle du repowering pouvait se résumer au remplacement d’anciennes éoliennes par un nombre plus réduit de machines plus grandes et plus efficaces. Repoten 2 illustre l’ampleur de ce processus. Environ 3000 anciennes éoliennes, d’une puissance moyenne de 790 kW, seront remplacées par moins de 500 nouvelles unités, d’une puissance moyenne de 5 MW. La puissance moyenne par éolienne sera donc multipliée par plus de six.
Cependant, l’augmentation de la puissance installée ne constitue qu’une partie de la décision. Il faut également déterminer quelle puissance est optimale par rapport à la capacité d’accès au réseau disponible, s’il est pertinent d’intégrer du stockage, quelles modifications doivent être apportées aux autorisations d’accès et de raccordement et comment exploiter l’ensemble afin de tirer le maximum de valeur de la production.
L’objectif n’est plus simplement d’installer le plus grand nombre possible de mégawatts. Il s’agit d’optimiser conjointement la ressource renouvelable, le site, le point de raccordement et les revenus attendus sur toute la durée de vie de l’actif.
Le stockage hybridé gagne en importance dans la conception des projets
53% des projets retenus intègrent du stockage hybridé. Ensemble, ils ajouteront un peu plus de 2 GWh de nouvelle capacité de stockage au système électrique. Ce chiffre ne signifie pas qu’une batterie soit nécessaire dans chaque projet de repowering, mais il montre que le stockage fait désormais partie des décisions à évaluer dès les premières phases d’un projet.
Pour dimensionner correctement le stockage, il faut analyser conjointement sa puissance et sa capacité, le profil de production renouvelable, la capacité disponible au point de raccordement, les écarts de prix attendus, la participation aux services d’équilibrage, le nombre de cycles et la dégradation de la batterie.
Une batterie permet de déplacer une partie de la production des heures de moindre valeur vers des périodes où les prix sont plus élevés et de mieux exploiter une capacité d’accès au réseau limitée. Toutefois, une batterie plus grande ne signifie pas nécessairement une rentabilité supérieure. Le dimensionnement optimal dépend des prix futurs, du profil de production, des contraintes d’évacuation et des possibilités de revenus disponibles sur chaque marché.
Le point de raccordement et le prix capté modifient l’analyse
Le repowering peut augmenter sensiblement la puissance installée d’un parc éolien tandis que la capacité d’accès au réseau reste une ressource limitée. Sous certaines conditions, la réglementation autorise l’ajout de stockage ou d’autres technologies par hybridation en utilisant le même point de raccordement et la capacité d’accès déjà accordée, même si ces modifications doivent respecter les procédures et les exigences correspondantes.
Il devient donc nécessaire de comparer différentes solutions. Un projet peut conserver sa capacité d’accès et gérer les limitations d’injection en intégrant du stockage pour déplacer l’énergie, ou proposer des modifications des autorisations d’accès et de raccordement lorsque celles-ci sont techniquement et administrativement réalisables.
Outre l’énergie qui peut être évacuée, le prix auquel cette production sera valorisée compte également. Le prix capté correspond au prix moyen du marché pondéré par le profil horaire d’injection de l’installation et peut différer considérablement du prix moyen du marché.
Dans un système où la pénétration de la production éolienne et photovoltaïque augmente, la simultanéité d’une forte production renouvelable peut faire baisser les prix à certaines heures, ce qui peut exercer une pression à la baisse sur le prix capté. Les prévisions horaires de prix et de production sont donc essentielles pour estimer l’évolution du prix capté et des revenus d’un actif repoweré, ainsi que la valeur que le stockage peut apporter.
Le financement exige de modéliser un actif plus complexe
Les projets sélectionnés dans le cadre de Repoten 2 mobiliseront un investissement proche de 3,75 milliards d’euros, bien supérieur au montant des aides accordées. Le financement privé restera donc essentiel pour mener ces opérations jusqu’à leur mise en service.
Lorsque le repowering intègre du stockage, le modèle financier doit représenter des sources de revenus aux caractéristiques différentes. Aux revenus de la production renouvelable peuvent s’ajouter ceux de l’arbitrage sur les marchés de l’énergie et de la participation de la batterie aux services d’équilibrage, ainsi que des facteurs tels que la dégradation, les cycles de fonctionnement et un éventuel remplacement d’équipements au cours de la durée de vie du projet.
L’analyse de la bancabilité exige davantage qu’une prévision générique du prix moyen du marché. Il faut estimer le profil horaire des revenus, le prix capté par la production, les éventuelles limitations d’évacuation et le comportement de la batterie selon différents scénarios de prix et de volatilité.
Disposer d’hypothèses cohérentes pour toutes ces variables réduit l’incertitude du modèle financier et permet de mieux comparer les différentes conceptions avant de prendre les décisions d’investissement et de financement.
Des prévisions et des simulations pour prendre des décisions cohérentes
Le repowering ouvre de nombreuses possibilités, mais impose également des décisions étroitement liées entre elles. Le choix de la puissance de la nouvelle installation conditionne l’utilisation du point de raccordement. La capacité d’accès influence le dimensionnement de la batterie. La taille et la stratégie d’exploitation du stockage modifient les revenus attendus et, en définitive, tous ces éléments déterminent la rentabilité et le financement du projet.
Les prévisions horaires des prix des marchés de l’électricité et de la production renouvelable d’AleaSoft Energy Forecasting permettent d’analyser ces décisions dans des scénarios à long terme, en estimant le prix capté, les revenus attendus et l’effet de différentes configurations de l’actif.
Sur cette base, les analyses d’AleaStorage permettent de comparer différents dimensionnements du stockage d’énergie, de simuler des stratégies de charge et de décharge et d’estimer les revenus pouvant être obtenus à la fois sur les marchés de l’énergie et grâce aux services d’équilibrage. L’intégration de ces résultats dans le modèle financier aide à identifier la configuration qui apporte le plus de valeur et fournit des hypothèses cohérentes pour le dialogue avec les banques, les fonds et les investisseurs.
Le repowering ne consiste pas seulement à remplacer une technologie ancienne par des équipements plus efficaces. Il implique de repenser l’actif pour un système électrique différent de celui qui existait lors de sa construction, en tenant compte dès le départ de la manière dont il produira, utilisera le réseau, vendra son énergie et créera de la valeur au cours des prochaines décennies.
Source : AleaSoft Energy Forecasting