{"id":172898,"date":"2026-10-28T14:00:55","date_gmt":"2026-10-28T13:00:55","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=172898"},"modified":"2026-10-28T14:28:58","modified_gmt":"2026-10-28T13:28:58","slug":"trois-modeles-financement-stockage-espagne-italie-allemagne","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/fr\/trois-modeles-financement-stockage-espagne-italie-allemagne\/","title":{"rendered":"Trois march\u00e9s, trois mod\u00e8les : comment le stockage est financ\u00e9 en Espagne, en Italie et en Allemagne"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 28 octobre 2026. Le stockage par batteries progresse en Europe, mais les possibilit\u00e9s d’investissement et de financement diff\u00e8rent selon les march\u00e9s. L’Espagne, l’Italie et l’Allemagne d\u00e9veloppent diff\u00e9rents m\u00e9canismes de capacit\u00e9 et de soutien, tandis que les prix horaires, les services auxiliaires et les conditions r\u00e9glementaires d\u00e9terminent la rentabilit\u00e9 des projets BESS. Ces diff\u00e9rences rendent n\u00e9cessaire l’analyse de chaque march\u00e9 \u00e0 l’aide de pr\u00e9visions sp\u00e9cifiques \u00e0 long terme.<\/strong><\/p>\n

AleaSoft - trois modeles financement stockage espagne italie allemagne<\/a><\/div>\n

Italie : des contrats \u00e0 long terme pour soutenir le stockage<\/h2>\n

L’Italie est l’un des march\u00e9s europ\u00e9ens qui a le plus progress\u00e9 dans la contractualisation de capacit\u00e9s de stockage d’\u00e9nergie<\/strong> \u00e0 long terme. Le m\u00e9canisme MACSE<\/strong>, g\u00e9r\u00e9 par Terna<\/strong>, attribue par ench\u00e8res des contrats qui r\u00e9mun\u00e8rent la disponibilit\u00e9 de capacit\u00e9s de stockage pendant 15 ans.<\/p>\n

En septembre 2025, Terna a organis\u00e9 la premi\u00e8re ench\u00e8re du MACSE, attribuant 10 GWh de capacit\u00e9 de stockage dont la mise en service est pr\u00e9vue en 2028. Le prix moyen pond\u00e9r\u00e9 d’attribution \u00e9tait de \u20ac12 959\/MWh par an, bien inf\u00e9rieur au prix plafond de \u20ac37 000\/MWh par an. La capacit\u00e9 propos\u00e9e repr\u00e9sentait plus de quatre fois la demande de l’ench\u00e8re, t\u00e9moignant de l’int\u00e9r\u00eat des investisseurs<\/strong> et de la forte concurrence entre les projets.<\/p>\n

La deuxi\u00e8me ench\u00e8re est pr\u00e9vue le 24 novembre 2026, avec une livraison en 2029 et un besoin de stockage de r\u00e9f\u00e9rence de 16 GWh, qui pourra \u00eatre ajust\u00e9 en fonction de la capacit\u00e9 suppl\u00e9mentaire disponible. En septembre 2026, le r\u00e9gulateur italien ARERA<\/strong> a fix\u00e9 pour cette ench\u00e8re un prix plafond de \u20ac27 000\/MWh par an, inf\u00e9rieur \u00e0 celui du premier appel d’offres.<\/p>\n

Le MACSE offre une structure de revenus susceptible de faciliter le financement<\/strong> de nouvelles installations. En \u00e9change d’une r\u00e9mun\u00e9ration contractuelle, les laur\u00e9ats doivent construire les installations et mettre la capacit\u00e9 engag\u00e9e \u00e0 la disposition du march\u00e9 conform\u00e9ment aux r\u00e8gles du m\u00e9canisme. Ces revenus ne peuvent donc pas \u00eatre cumul\u00e9s sans restrictions avec les opportunit\u00e9s merchant<\/strong> portant sur cette m\u00eame capacit\u00e9.<\/p>\n

Ce mod\u00e8le r\u00e9duit l’exposition \u00e0 certaines incertitudes des march\u00e9s de l’\u00e9lectricit\u00e9<\/strong>, sans toutefois \u00e9liminer les risques li\u00e9s aux co\u00fbts d’investissement, \u00e0 la r\u00e9alisation des projets, aux obligations contractuelles et \u00e0 l’exploitation des batteries<\/strong>.<\/p>\n

Allemagne : revenus de march\u00e9 et nouveaux signaux de capacit\u00e9<\/h2>\n

En Allemagne, les projets de batteries ont d\u00e9velopp\u00e9 des mod\u00e8les \u00e9conomiques reposant principalement sur l’arbitrage des prix<\/strong> et la participation aux march\u00e9s d’\u00e9quilibrage<\/strong>. Ces sources de revenus offrent des opportunit\u00e9s, mais exposent \u00e9galement les projets \u00e0 l’\u00e9volution des prix et \u00e0 la concurrence de nouvelles installations de stockage.<\/p>\n

Le 2 septembre 2026, la Commission europ\u00e9enne<\/strong> a approuv\u00e9 un m\u00e9canisme de capacit\u00e9<\/strong> allemand dont le co\u00fbt est estim\u00e9 entre 15 600 et 35 200 millions d’euros, destin\u00e9 \u00e0 garantir la s\u00e9curit\u00e9 d’approvisionnement<\/strong> \u00e0 partir de 2031.<\/p>\n

Le m\u00e9canisme pr\u00e9voit des contrats d’une dur\u00e9e maximale de 15 ans et permettra la participation de la production, du stockage et de la gestion de la demande<\/strong>, tant pour les installations existantes que pour les nouveaux investissements, conform\u00e9ment aux conditions de chaque ench\u00e8re.<\/p>\n

Deux ench\u00e8res sont pr\u00e9vues en 2026 pour de nouvelles capacit\u00e9s capables de garantir l’approvisionnement sur des p\u00e9riodes prolong\u00e9es, chacune portant sur un volume de 4,5 GW de capacit\u00e9 d\u00e9class\u00e9e. La date limite de soumission des offres du premier appel d’offres \u00e9tait le 8 septembre. La Bundesnetzagentur<\/strong> pr\u00e9voit d’annoncer les attributions avant le 3 novembre. Le deuxi\u00e8me appel d’offres sera annonc\u00e9 le 10 novembre. Les ench\u00e8res ult\u00e9rieures de 2027 et 2029 seront ouvertes \u00e0 toutes les technologies, y compris le stockage, ainsi qu’aux capacit\u00e9s existantes et nouvelles.<\/p>\n

L’Allemagne pr\u00e9voit \u00e9galement de d\u00e9velopper un m\u00e9canisme structurel de capacit\u00e9 pour r\u00e9pondre aux besoins d’approvisionnement \u00e0 partir de 2032, dont la conception sera ind\u00e9pendante du m\u00e9canisme approuv\u00e9 en septembre.<\/p>\n

Les conditions d’acc\u00e8s et d’utilisation du r\u00e9seau influent \u00e9galement sur la rentabilit\u00e9. La Bundesnetzagentur r\u00e9examine le syst\u00e8me de tarification du r\u00e9seau \u00e9lectrique<\/strong>, avec des propositions sp\u00e9cifiques au stockage. L’application de nouvelles redevances d\u00e9pendra de l’issue de la proc\u00e9dure r\u00e9glementaire et des exemptions en vigueur pour les installations \u00e9ligibles.<\/p>\n

Pour les investisseurs, ce contexte rend n\u00e9cessaire l’\u00e9valuation des revenus actuels de l’arbitrage et des services d’\u00e9quilibrage, parall\u00e8lement \u00e0 l’\u00e9volution future du march\u00e9, aux conditions r\u00e9glementaires et aux possibilit\u00e9s d’obtenir une r\u00e9mun\u00e9ration de capacit\u00e9<\/strong>.<\/p>\n

La concurrence entre batteries sera un facteur important. \u00c0 mesure que la puissance install\u00e9e augmentera, la participation de nouvelles installations pourra modifier \u00e0 la fois les \u00e9carts de prix horaires et les revenus des services d’\u00e9quilibrage.<\/p>\n

Espagne : de nouvelles possibilit\u00e9s de revenus gr\u00e2ce \u00e0 la puissance garantie<\/h2>\n

L’Espagne se trouve \u00e0 un stade diff\u00e9rent. Les possibilit\u00e9s de revenus du stockage reposent sur l’arbitrage des prix des march\u00e9s de l’\u00e9lectricit\u00e9 et sur les services auxiliaires<\/strong>, tandis que la mise en place du nouveau march\u00e9 de capacit\u00e9 progresse.<\/p>\n

L’arr\u00eat\u00e9 TED\/966\/2026 du 15 septembre a cr\u00e9\u00e9 le march\u00e9 de capacit\u00e9 du syst\u00e8me \u00e9lectrique de l’Espagne continentale. Le m\u00e9canisme permettra aux installations de production, de stockage et de consommation de participer \u00e0 des ench\u00e8res concurrentielles.<\/p>\n

La r\u00e9mun\u00e9ration sera li\u00e9e \u00e0 la puissance garantie<\/strong> que chaque installation pourra fournir au syst\u00e8me. Pour les batteries, cette puissance d\u00e9pendra de la puissance install\u00e9e et des coefficients de d\u00e9classement<\/strong> d\u00e9finis pour chaque technologie, qui restent \u00e0 d\u00e9terminer. Pour les installations hybrides, la puissance garantie sera calcul\u00e9e par module et le total ne pourra pas d\u00e9passer la capacit\u00e9 d’acc\u00e8s au r\u00e9seau accord\u00e9e. La p\u00e9riode de prestation du service pour les nouveaux investissements pourra atteindre un maximum de 15 ans, bien que sa dur\u00e9e pr\u00e9cise d\u00e9pende de la technologie et des conditions de chaque appel d’offres.<\/p>\n

Ce m\u00e9canisme introduit une source potentielle de revenus plus stables pour les projets BESS<\/strong>. Cependant, sa contribution r\u00e9elle au financement d\u00e9pendra du volume de capacit\u00e9 attribu\u00e9, des prix issus des ench\u00e8res, des coefficients de d\u00e9classement et des obligations de disponibilit\u00e9.<\/p>\n

Alors que ces param\u00e8tres sont en cours de finalisation, les pr\u00e9visions de revenus des march\u00e9s de l’\u00e9nergie<\/strong> et des services auxiliaires restent essentielles pour les d\u00e9cisions d’investissement<\/strong>.<\/p>\n

Les prix horaires r\u00e9v\u00e8lent des opportunit\u00e9s diff\u00e9rentes sur chaque march\u00e9<\/h2>\n

Les diff\u00e9rences r\u00e9glementaires se conjuguent \u00e0 des structures de prix diff\u00e9rentes. Entre le 1er janvier et le 28 octobre 2026, l’\u00e9cart quotidien moyen entre les prix horaires le plus \u00e9lev\u00e9 et le plus bas \u00e9tait de \u20ac158,13\/MWh sur le march\u00e9 allemand<\/strong>, de \u20ac133,98\/MWh sur le march\u00e9 espagnol<\/strong> et de \u20ac96,86\/MWh sur le march\u00e9 italien<\/strong>.<\/p>\n

Au cours de la m\u00eame p\u00e9riode en 2025, ces \u00e9carts \u00e9taient de \u20ac134,92\/MWh en Allemagne, de \u20ac103,40\/MWh en Espagne et de \u20ac76,68\/MWh en Italie. Les trois march\u00e9s ont enregistr\u00e9 une hausse des \u00e9carts en glissement annuel. L’Espagne a affich\u00e9 la plus forte croissance en pourcentage, \u00e0 30%, suivie de l’Italie, \u00e0 26%, et de l’Allemagne, \u00e0 17%.<\/p>\n

Ces r\u00e9sultats montrent que les opportunit\u00e9s th\u00e9oriques d’arbitrage varient selon les march\u00e9s et \u00e9voluent diff\u00e9remment. L’Allemagne enregistre les \u00e9carts moyens les plus \u00e9lev\u00e9s, tandis que l’Espagne affiche la plus forte croissance en glissement annuel.<\/p>\n

Cependant, un \u00e9cart horaire plus important n’implique pas n\u00e9cessairement une plus grande rentabilit\u00e9<\/strong> pour une batterie. Les revenus r\u00e9els d\u00e9pendent de sa dur\u00e9e de stockage, de son rendement, de sa d\u00e9gradation, de sa strat\u00e9gie d’exploitation et de ses contraintes techniques. La possibilit\u00e9 de participer \u00e0 diff\u00e9rents march\u00e9s, les conditions de raccordement au r\u00e9seau et les revenus contractuels que chaque projet peut obtenir ont \u00e9galement une incidence.<\/p>\n

Les \u00e9carts historiques ne peuvent pas non plus \u00eatre extrapol\u00e9s directement \u00e0 long terme. L’arriv\u00e9e de nouvelles batteries modifie les profils de prix horaires en augmentant la demande pendant les heures de charge et l’offre pendant les heures de d\u00e9charge. Cet effet peut r\u00e9duire progressivement certaines opportunit\u00e9s d’arbitrage.<\/p>\n

La valorisation \u00e9conomique du stockage doit donc tenir compte des diff\u00e9rences actuelles entre les march\u00e9s ainsi que de leur \u00e9volution potentielle \u00e0 mesure que la p\u00e9n\u00e9tration des \u00e9nergies renouvelables<\/strong> et du stockage augmente.<\/p>\n

Le financement d\u00e9pend de la combinaison des revenus et des risques<\/h2>\n

Les diff\u00e9rences entre l’Espagne, l’Italie et l’Allemagne montrent qu’une m\u00eame batterie, de puissance et de capacit\u00e9 de stockage identiques, peut produire des r\u00e9sultats \u00e9conomiques tr\u00e8s diff\u00e9rents selon le march\u00e9 sur lequel elle op\u00e8re.<\/p>\n

En Italie, un projet attributaire d’un contrat MACSE peut s’appuyer sur une r\u00e9mun\u00e9ration contractuelle \u00e0 long terme. En Allemagne, un projet expos\u00e9 au march\u00e9 merchant doit d\u00e9montrer la solidit\u00e9 de ses revenus d’arbitrage et de services d’\u00e9quilibrage, en tenant compte des opportunit\u00e9s et des conditions des nouveaux m\u00e9canismes de capacit\u00e9. En Espagne, les d\u00e9veloppeurs doivent \u00e9valuer les revenus de march\u00e9 et le potentiel de r\u00e9mun\u00e9ration de la puissance garantie, qui reste tributaire des r\u00e9sultats des futures ench\u00e8res.<\/p>\n

Il existe \u00e9galement des alternatives contractuelles, telles que les accords de tolling<\/strong>, qui peuvent r\u00e9duire l’exposition directe \u00e0 la volatilit\u00e9 des revenus. Toutefois, chaque structure de financement r\u00e9partit diff\u00e9remment les risques entre les propri\u00e9taires, les exploitants et les acheteurs de services de stockage.<\/p>\n

Pour les banques et les investisseurs, l’existence d’un m\u00e9canisme de capacit\u00e9 ne garantit pas \u00e0 elle seule la bancabilit\u00e9<\/strong> d’un projet. Les flux de tr\u00e9sorerie attendus, les obligations contractuelles, les risques r\u00e9glementaires et la capacit\u00e9 \u00e0 assurer le service de la dette dans des sc\u00e9narios moins favorables doivent tous \u00eatre \u00e9valu\u00e9s.<\/p>\n

L’Europe a besoin de pr\u00e9visions sp\u00e9cifiques \u00e0 chaque march\u00e9<\/h2>\n

La croissance du stockage en Europe offre d’importantes opportunit\u00e9s d’investissement, mais il n’existe pas de mod\u00e8le \u00e9conomique unique pouvant \u00eatre appliqu\u00e9 uniform\u00e9ment aux diff\u00e9rents march\u00e9s.<\/p>\n

L’\u00e9volution des prix horaires, de la production renouvelable<\/strong>, de la demande d’\u00e9lectricit\u00e9<\/strong>, des interconnexions, des services auxiliaires et des m\u00e9canismes de capacit\u00e9 d\u00e9terminera les revenus que les batteries pourront g\u00e9n\u00e9rer dans les ann\u00e9es \u00e0 venir.<\/p>\n

L’\u00e9valuation de ces projets n\u00e9cessite des pr\u00e9visions des prix du march\u00e9 de l’\u00e9lectricit\u00e9<\/strong> \u00e0 long terme, avec une granularit\u00e9 horaire et des sc\u00e9narios coh\u00e9rents avec l’\u00e9volution attendue de chaque syst\u00e8me. Ces pr\u00e9visions permettent de simuler le fonctionnement des batteries, d’estimer leurs revenus et d’\u00e9valuer leur sensibilit\u00e9 \u00e0 diff\u00e9rents sc\u00e9narios de march\u00e9.<\/p>\n

L’expansion du stockage d\u00e9pendra des besoins de flexibilit\u00e9 des syst\u00e8mes \u00e9lectriques et de la capacit\u00e9 des projets \u00e0 d\u00e9montrer leur rentabilit\u00e9 et \u00e0 obtenir un financement. Comprendre les caract\u00e9ristiques de chaque march\u00e9 europ\u00e9en sera d\u00e9terminant pour identifier les opportunit\u00e9s d’investissement et construire des mod\u00e8les \u00e9conomiques durables \u00e0 long terme.<\/p>\n

Pr\u00e9visions \u00e0 long terme et analyse des revenus : le r\u00f4le d’AleaGreen et d’AleaStorage<\/h2>\n

Valoriser un projet de stockage en Espagne, en Italie ou en Allemagne exige des pr\u00e9visions de prix horaires sur toute la dur\u00e9e de vie de l’actif, des sc\u00e9narios d’\u00e9carts de prix et de volatilit\u00e9, ainsi qu’une estimation des revenus que les m\u00e9canismes de capacit\u00e9 de chaque pays peuvent apporter. AleaGreen<\/strong>, la division d’AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> sp\u00e9cialis\u00e9e dans les pr\u00e9visions \u00e0 long terme<\/a>, fournit des pr\u00e9visions de prix des march\u00e9s \u00e9lectriques europ\u00e9ens<\/strong> avec une granularit\u00e9 horaire et des bandes de confiance pour la valorisation des actifs et le financement de projets d’\u00e9nergies renouvelables<\/strong> et de projets de stockage.<\/p>\n

Pour sa part, AleaStorage<\/strong>, la division d’AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> sp\u00e9cialis\u00e9e dans le stockage d’\u00e9nergie<\/a>, estime les revenus des batteries autonomes<\/strong> et des projets d’hybridation<\/strong> avec les \u00e9nergies renouvelables sur les march\u00e9s de l’\u00e9nergie et des services auxiliaires, \u00e9value les revenus des march\u00e9s de capacit\u00e9 et mod\u00e9lise des sc\u00e9narios de prix et de volatilit\u00e9 \u00e0 long terme.<\/p>\n

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

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