{"id":165046,"date":"2026-03-04T11:18:43","date_gmt":"2026-03-04T10:18:43","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=165046"},"modified":"2026-03-05T20:43:48","modified_gmt":"2026-03-05T19:43:48","slug":"centrale-thermosolaire-pdvp-phfc-2023-2025","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/fr\/centrale-thermosolaire-pdvp-phfc-2023-2025\/","title":{"rendered":"Du march\u00e9 quotidien au march\u00e9 intrajournalier : ce que r\u00e9v\u00e8le la comparaison entre PDVP et PHFC dans une centrale thermosolaire"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 4 mars 2026. L’\u00e9volution des march\u00e9s \u00e9lectriques se refl\u00e8te non seulement dans les prix horaires, mais aussi dans la dynamique interne de la programmation des unit\u00e9s de production. Dans un environnement caract\u00e9ris\u00e9 par une plus grande volatilit\u00e9, une p\u00e9n\u00e9tration croissante des \u00e9nergies renouvelables et des ajustements continus entre les march\u00e9s, la diff\u00e9rence entre le programme quotidien provisoire viable (PDVP) et le programme horaire final continu (PHFC) devient un indicateur pertinent du comportement strat\u00e9gique. L’analyse des donn\u00e9es correspondant \u00e0 la p\u00e9riode 2023-2025 pour une centrale thermosolaire permet d’observer comment la programmation initiale du march\u00e9 quotidien \u00e9volue apr\u00e8s la n\u00e9gociation intrajournali\u00e8re, r\u00e9v\u00e9lant des mod\u00e8les d’ajustement qui fournissent des informations pr\u00e9cieuses sur la flexibilit\u00e9 op\u00e9rationnelle et l’optimisation \u00e9conomique.<\/strong><\/p>\n

Dans l’analyse du march\u00e9 de l’\u00e9lectricit\u00e9<\/strong>, l’accent est g\u00e9n\u00e9ralement mis sur les prix et la production r\u00e9elle, mais il existe une autre dimension tout aussi r\u00e9v\u00e9latrice : l’\u00e9volution de la programmation entre le programme quotidien provisoire viable (PDVP) et le programme horaire final continu (PHFC). Au-del\u00e0 d’une simple comparaison num\u00e9rique, le contraste entre les deux programmes permet d’observer comment une centrale de production ajuste sa position en fonction du march\u00e9 quotidien<\/strong> et comment elle utilise les march\u00e9s intrajournaliers<\/strong> comme outil d’optimisation dans un environnement de plus en plus dynamique.<\/p>\n

Le PDVP est la programmation r\u00e9sultant du march\u00e9 journalier une fois la compensation des offres effectu\u00e9e, les contrats bilat\u00e9raux<\/strong> int\u00e9gr\u00e9s et les premi\u00e8res restrictions techniques<\/strong> r\u00e9solues par l’op\u00e9rateur du syst\u00e8me. Il constitue la r\u00e9f\u00e9rence op\u00e9rationnelle post\u00e9rieure au march\u00e9 journalier et refl\u00e8te l’\u00e9nergie programm\u00e9e avant la n\u00e9gociation des march\u00e9s intrajournaliers. Il ne s’agit pas de la production r\u00e9elle ni du r\u00e8glement d\u00e9finitif, mais de la premi\u00e8re programmation viable de la journ\u00e9e du point de vue du march\u00e9 et de l’op\u00e9ration initiale.<\/p>\n

Le PHFC est la programmation qui r\u00e9sulte des ench\u00e8res intrajournali\u00e8res<\/strong> et de la n\u00e9gociation sur le march\u00e9 intrajournalier continu<\/strong>. Il repr\u00e9sente la derni\u00e8re programmation du march\u00e9 avant les services d’ajustement et l’op\u00e9ration en temps r\u00e9el. Il n’\u00e9quivaut pas non plus \u00e0 la production r\u00e9elle, mais constitue la position finale consolid\u00e9e apr\u00e8s l’ensemble du processus de n\u00e9gociation sur les march\u00e9s de gros.<\/p>\n

La comparaison des deux programmes permet d’aller au-del\u00e0 du prix marginal<\/strong> et d’ouvrir une fen\u00eatre compl\u00e9mentaire sur le fonctionnement du syst\u00e8me. L’analyse de leur diff\u00e9rence permet de comprendre comment les positions sont ajust\u00e9es avant l’op\u00e9ration effective, d’identifier les mod\u00e8les saisonniers d’optimisation et de quantifier l’intensit\u00e9 avec laquelle le march\u00e9 intrajournalier est utilis\u00e9. En d\u00e9finitive, elle fournit une mesure indirecte mais robuste du comportement strat\u00e9gique du march\u00e9 et de la flexibilit\u00e9 op\u00e9rationnelle effective.<\/p>\n

Le signal structurel du profil horaire et sa saisonnalit\u00e9<\/h2>\n

La partie sup\u00e9rieure de l’image montre, pour chaque heure de la journ\u00e9e, la r\u00e9partition horaire de l’\u00e9nergie programm\u00e9e de la centrale thermosolaire, exprim\u00e9e en pourcentage du total annuel en PDVP et PHFC, ventil\u00e9e par trimestre pour la p\u00e9riode 2023-2025. Les r\u00e9sultats montrent que la structure horaire du PHFC n’est pas une r\u00e9plique exacte du PDVP. Bien qu’elles partagent une base commune, des d\u00e9calages syst\u00e9matiques de participation apparaissent entre certaines tranches horaires qui se r\u00e9p\u00e8tent tout au long des ann\u00e9es incluses dans l’analyse. Au cours de certains trimestres, les heures centrales et l’apr\u00e8s-midi sont renforc\u00e9es dans le programme final, en raison de processus de reprogrammation intrajournali\u00e8re motiv\u00e9s par la mise \u00e0 jour des conditions op\u00e9rationnelles et des ressources disponibles.<\/p>\n

La production d’une centrale solaire thermo\u00e9lectrique d\u00e9pend principalement de la ressource solaire, et c’est le principal sch\u00e9ma observ\u00e9, tant au cours de la journ\u00e9e que tout au long de l’ann\u00e9e. Mais les centrales thermosolaires ont une certaine capacit\u00e9 de stockage thermique<\/strong>, et cette capacit\u00e9 repr\u00e9sente un avantage dans la mesure o\u00f9 elle permet de g\u00e9rer cette r\u00e9serve de mani\u00e8re strat\u00e9gique.<\/p>\n

AleaSoft - thermosolar plant pdvp phfc 2023 2025<\/a>Source : Pr\u00e9par\u00e9 par AleaSoft \u00e0 partir des donn\u00e9es de l'OMIE.<\/span><\/div>\n

Les changements et ajustements entre PDVP et PHFC<\/h2>\n

L’analyse des diff\u00e9rences dans la partie inf\u00e9rieure de l’image, en points de pourcentage et en valeurs relatives, montre une tendance beaucoup plus marqu\u00e9e qu’il n’y para\u00eet \u00e0 premi\u00e8re vue.<\/p>\n

Les changements les plus importants se concentrent au cours des premiers et derniers trimestres de chaque ann\u00e9e. Au cours de plusieurs de ces p\u00e9riodes, l’ajustement relatif d\u00e9passe 40 % et atteint m\u00eame des valeurs proches de 80 % \u00e0 certaines heures. Ce niveau de reconfiguration implique qu’une partie tr\u00e8s importante du programme initialement n\u00e9goci\u00e9 sur le march\u00e9 journalier est ensuite r\u00e9vis\u00e9e sur le march\u00e9 intrajournalier. Il ne s’agit pas de petites modifications marginales, mais d’une r\u00e9organisation substantielle du profil horaire.<\/p>\n

En revanche, au cours des deuxi\u00e8me et troisi\u00e8me trimestres de l’ann\u00e9e, la variation relative tend \u00e0 \u00eatre plus mod\u00e9r\u00e9e et stable. Bien que des ajustements importants continuent d’exister, leur intensit\u00e9 moyenne est inf\u00e9rieure \u00e0 celle observ\u00e9e en hiver et \u00e0 la fin de l’ann\u00e9e. Ce comportement est coh\u00e9rent avec la nature m\u00eame de la ressource thermosolaire. Au cours des trimestres centraux de l’ann\u00e9e, caract\u00e9ris\u00e9s par un rayonnement plus important et une m\u00e9t\u00e9o g\u00e9n\u00e9ralement plus stable, la pr\u00e9visibilit\u00e9 de la ressource est plus \u00e9lev\u00e9e et la programmation d\u00e9finie sur le march\u00e9 journalier n\u00e9cessite moins de corrections ult\u00e9rieures. En revanche, au cours des premier et quatri\u00e8me trimestres, la moindre disponibilit\u00e9 solaire, la plus grande variabilit\u00e9 atmosph\u00e9rique et la r\u00e9duction des heures d’ensoleillement augmentent l’incertitude op\u00e9rationnelle. Dans ce contexte, les march\u00e9s intrajournaliers jouent un r\u00f4le plus actif en tant qu’outil d’ajustement et d’optimisation, ce qui se traduit par des pourcentages de modification beaucoup plus prononc\u00e9s. La comparaison entre le PDVP et le PHFC r\u00e9v\u00e8le non seulement des diff\u00e9rences techniques de programmation, mais aussi une adaptation strat\u00e9gique \u00e0 la saisonnalit\u00e9 de la ressource et au degr\u00e9 d’incertitude associ\u00e9 \u00e0 chaque p\u00e9riode de l’ann\u00e9e.<\/p>\n

Perspectives des march\u00e9s \u00e9nerg\u00e9tiques en Europe. Printemps 2026<\/h2>\n

Le 64e webinaire mensuel<\/a> organis\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> aura lieu le 12 mars 2026 \u00e0 12h00\u00a0 CET et sera consacr\u00e9 \u00e0 l’analyse de l’\u00e9volution r\u00e9cente des march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9nergie<\/strong>, \u00e0 leurs perspectives pour le printemps et aux principaux \u00e9v\u00e9nements qui influenceront le secteur tout au long de l’ann\u00e9e 2026. Au cours de la session, les changements r\u00e9glementaires<\/strong> les plus importants seront examin\u00e9s, ainsi que le r\u00f4le de plus en plus d\u00e9cisif du stockage d’\u00e9nergie<\/strong> et des march\u00e9s de capacit\u00e9<\/strong> dans un syst\u00e8me \u00e9lectrique caract\u00e9ris\u00e9 par une plus grande p\u00e9n\u00e9tration des \u00e9nergies renouvelables et une volatilit\u00e9 des prix<\/strong> croissante. Dans ce contexte, AleaStorage<\/a> pr\u00e9sentera ses solutions avanc\u00e9es d’optimisation, d’analyse des revenus et de structuration de projets de stockage et de syst\u00e8mes hybrides<\/strong> avec des \u00e9nergies renouvelables, visant \u00e0 maximiser la valeur et la rentabilit\u00e9 des actifs.<\/p>\n

L’\u00e9v\u00e9nement comptera \u00e0 nouveau sur la participation d’experts d’EY, qui partageront leur exp\u00e9rience en mati\u00e8re de r\u00e9glementation, de financement de projets renouvelables et de stockage, d’accords PPA, d’autoconsommation et d’\u00e9valuation d’actifs et de portefeuilles \u00e9nerg\u00e9tiques, compl\u00e9tant ainsi l’analyse de march\u00e9 d’AleaSoft. Le webinaire s’impose comme un forum de r\u00e9f\u00e9rence pour comprendre les tendances qui transforment les march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9nergie et la valeur strat\u00e9gique croissante de la flexibilit\u00e9 au sein du syst\u00e8me \u00e9lectrique.<\/p>\n

Source: AleaSoft Energy Forecasting.<\/strong><\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

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