Les industriels espagnols accélèrent la combinaison « photovoltaïque + stockage + couverture » : une batterie de 4 heures améliore le taux d'autoconsommation

fr.wedoany.com Rapport : Le 23 septembre, AleaSoft Energy Forecasting, dans sa dernière analyse du marché européen de l'énergie, a indiqué que les grands consommateurs industriels espagnols combinent désormais couverture électrique, photovoltaïque en autoconsommation et stockage par batterie afin de réduire leur exposition directe à la volatilité des prix spot. Cette analyse s'appuie sur le 69e webinaire mensuel sur les marchés de l'énergie, tenu le 17 septembre, auquel a également participé S&P Global Energy. Actuellement, le prix des contrats à terme sur l'électricité en Espagne pour le quatrième trimestre s'établit à environ 150 euros/MWh, celui du premier trimestre 2027 à environ 130 euros/MWh, et la fourchette de prix pour l'ensemble de l'année 2027 se situe autour de 90 à 95 euros/MWh.

La gestion des risques des industriels passe d'un achat unique d'électricité à une combinaison multi-échéances. AleaSoft propose de combiner des couvertures à court, moyen et long terme, et de configurer des contrats à terme, des contrats bilatéraux et des PPA en fonction de la structure de consommation de l'entreprise. Une fois que le photovoltaïque en autoconsommation couvre une partie de la charge diurne, la batterie peut transférer le surplus photovoltaïque des heures à bas prix vers des heures à prix plus élevés, réduisant ainsi les achats d'électricité au réseau pendant les heures chères. L'institution révèle qu'en Espagne, cet été, l'écart entre le prix moyen mensuel le plus bas et le plus élevé de la journée a atteint près de 200 euros/MWh.

AleaSoft a également publié un cas de projet destiné aux grands consommateurs industriels. Ce projet est équipé d'un système de stockage de 4 heures, destiné à stocker l'excédent photovoltaïque et à le restituer lors des périodes de forte valeur ultérieures, afin d'augmenter le taux d'autoconsommation. La batterie peut également planifier sa charge et sa décharge en fonction des signaux de prix horaires, et réserver une partie de sa capacité pour participer aux services de flexibilité. Cette configuration vise principalement à réduire l'injection du surplus photovoltaïque pendant les heures à bas prix et les achats au réseau pendant les heures à prix élevés.

La structure de revenus des projets de stockage évolue également. L'Espagne a publié en septembre un nouveau régime de marché de capacité, permettant aux moyens de production, de stockage et de gestion de la demande de participer aux enchères de capacité et d'être rémunérés pour la capacité disponible fournie ou la réduction de charge. Ce mécanisme s'adresse au système électrique espagnol ; les installations existantes comme les nouveaux projets peuvent y participer, offrant aux projets de stockage une source de revenus contractuels indépendante de l'arbitrage spot.

S&P Global Energy prévoit, lors de ce webinaire, que les nouvelles installations européennes de stockage par batterie dépasseront 30 GW en 2026, soit près du double de l'année précédente ; l'objectif de stockage de l'Union européenne pour 2030 est d'environ 200 GW. L'Espagne prévoit d'ajouter 4000 MW de stockage entre 2026 et 2028, tandis que la capacité de batteries derrière le compteur dépasse déjà 2 GW.

Le gestionnaire de réseau espagnol Red Eléctrica comptabilise désormais séparément les données de production en autoconsommation et les capacités de stockage installées. Sa plateforme de données de septembre 2026 montre que les systèmes d'autoconsommation disposent d'une comptabilisation distincte de la production et de la capacité électriques, fournissant une base de données pour la participation ultérieure du photovoltaïque et du stockage industriels et commerciaux au marché et à l'exploitation du système.