AleaSoft Energy Forecasting, 5 août 2026. En juillet, le spread intrajournalier moyen d’une heure du marché électrique espagnol a atteint une valeur de €148/MWh, un maximum historique supérieur même aux niveaux de la crise énergétique de 2022. Le Portugal a également enregistré un record de €142/MWh. Aussi importante que la magnitude est la manière dont il se forme. Alors que sur d’autres marchés européens les opportunités pour les batteries se concentrent sur quelques épisodes extrêmes, en Espagne elles apparaissent plus régulièrement.
Le spread d’une heure
Le spread intrajournalier d’une heure est la différence entre le prix horaire maximum et le prix minimum de chaque jour sur le marché day-ahead. Il approxime la valeur qu’une batterie peut capter par arbitrage, en achetant à l’heure du prix le plus bas et en vendant à l’heure de la plus grande valeur, bien que le revenu réel dépende aussi de l’efficacité, de la dégradation, du nombre de cycles par jour et des coûts d’exploitation. En juillet, la moyenne a atteint €148/MWh en Espagne et €142/MWh au Portugal, des valeurs record historiques pour ces marchés.
Source : Alea Energy DataBaseUn record différent de celui de la crise énergétique
La comparaison avec 2022 est révélatrice. À l’époque, l’élargissement des spreads était lié aux prix extraordinaires du gaz naturel, qui fixait le prix pendant les heures de plus forte demande. Aujourd’hui, le prix du gaz reste élevé, mais loin de ces niveaux. Le record de juillet a une cause différente. La pénétration croissante de l’énergie solaire photovoltaïque pousse les prix à la baisse à la mi-journée, et lorsque la production solaire diminue alors que la demande est encore élevée, des technologies aux coûts variables plus élevés entrent en jeu. Ce contraste entre un creux solaire de plus en plus profond et une pointe du soir élevée élargit le spread quotidien. Il ne s’agit pas de volatilité de court terme, mais d’un signal structurel issu de la transformation du mix électrique, le même signal dont ont besoin le stockage et le reste des technologies de flexibilité.
En Espagne, les opportunités sont moins concentrées
Pour analyser dans quelle mesure les revenus potentiels d’une batterie dépendent de jours exceptionnels, les 1096 jours entre 2023 et 2025 ont été classés selon leur spread quotidien sur le marché day-ahead de l’Espagne, de l’Allemagne, du Royaume-Uni et de la zone SE3 de la Suède. Les 10% de jours au spread le plus élevé ont contribué à 18% du spread cumulé en Espagne, contre 22% au Royaume-Uni, 23% en Allemagne et 29% en Suède SE3. La même conclusion se dégage lorsqu’on calcule les jours nécessaires pour accumuler la moitié du spread annuel. Seuls 85 jours sont nécessaires en Suède, mais il en faut 124 en Espagne. Cette moindre concentration réduit la dépendance aux épisodes exceptionnels et permet aux opportunités d’arbitrage d’apparaître plus fréquemment.
La différence réside dans les fondamentaux
L’origine du spread détermine sa magnitude et sa distribution tout au long de l’année. Au Royaume-Uni, les plus grandes différences sont liées à la rareté pendant les pointes hivernales. En Allemagne, les épisodes de Dunkelflaute, avec une faible production éolienne pendant plusieurs jours, poussent les prix à la hausse, tandis que la capacité photovoltaïque élevée les pousse à la baisse au printemps et en été. En Suède, la disponibilité hydraulique, les températures et la demande de chauffage déterminent les épisodes de spread élevé. Sur ces marchés, la batterie doit capter la valeur lors d’épisodes précis et au moment exact. En Espagne, le spread croissant s’explique à l’inverse. Ce n’est pas le caractère exceptionnel des heures à prix élevés, mais la récurrence des heures à bas prix générées par la production photovoltaïque à la mi-journée, suivies d’une hausse des prix après le coucher du soleil.
Les différences entre marchés se reflètent aussi dans le ratio entre le spread moyen d’été et celui d’hiver. Il s’établit à 0.60 en Suède SE3 et à 0.76 au Royaume-Uni, où les plus grands spreads se concentrent en hiver, et à 1.59 en Allemagne, où les plus grands spreads s’observent en été. En Espagne, ce ratio s’établit à 1.12, le seul des quatre marchés sans saison clairement dominante. Cette distribution plus équilibrée réduit l’exposition d’une batterie à ce que des conditions météorologiques précises déterminent une grande partie de son résultat annuel.
Plus de régularité ne signifie pas nécessairement plus de revenus
La moindre concentration des spreads n’implique pas un niveau absolu plus élevé. En 2025, l’Allemagne a enregistré un spread quotidien moyen d’environ €124/MWh, contre €98/MWh en Espagne, de sorte qu’un arbitrage parfait aurait généré plus de revenus sur le marché allemand. L’avantage de l’Espagne réside dans la régularité, pas dans la taille de l’opportunité. De plus, le spread théorique n’équivaut pas au revenu net d’une batterie, qui dépend aussi de l’efficacité, de la dégradation, du nombre de cycles et de la participation aux marchés intrajournaliers et aux services d’équilibrage.
Les spreads comme signal pour la flexibilité
Les spreads record en Espagne et au Portugal en juillet ne doivent pas être interprétés uniquement comme un épisode de volatilité, mais comme une transformation structurelle du système électrique. L’énergie solaire réduit les prix pendant davantage d’heures, mais la demande ne s’est pas encore déplacée au même rythme, et le stockage d’énergie permet de déplacer l’électricité des heures de production renouvelable abondante vers les heures de plus forte demande. Plus la capacité des batteries, du pompage-turbinage, de la gestion active de la demande et des interconnexions est grande, plus la capacité du système à absorber la production renouvelable est grande, ce qui modérera les spreads à l’avenir sans éliminer la valeur du stockage.
Les séries de spreads, disponibles sur AleaApp
Pour transformer ces signaux de marché en décisions d’investissement et d’exploitation, AleaStorage, la division de AleaSoft Energy Forecasting spécialisée dans le stockage d’énergie, propose des analyses de revenus des batteries, des projets d’hybridation et des stratégies de flexibilité. Dans le même objectif, AleaSoft a ajouté à Alea Energy DataBase les séries historiques des spreads intrajournaliers d’une, deux, quatre et six heures pour les principaux marchés européens, permettant de comparer les marchés, de mesurer la concentration des spreads et de soutenir la valorisation des projets de stockage.
Source : AleaSoft Energy Forecasting
