​L’Espagne cherche à lancer un marché de capacité qui pourrait générer des revenus significatifs à long terme pour le stockage par batteries. Au Royaume-Uni, le marché de capacité représentait 10 % des revenus BESS en 2025, atteignant 15 % au quatrième trimestre.

Les projets BESS espagnols sélectionnés lors des principales enchères pourraient obtenir des contrats couvrant jusqu’à la moitié de la durée de vie utile de l’actif, assurant ainsi une visibilité des revenus pour le financement des projets.

La proposition est encore en cours d’examen par la Commission européenne et des détails clés restent à définir. Le plus important concerne les coefficients de dépréciation, qui déterminent la quantité de capacité ferme que le BESS peut offrir, et qui n’ont pas encore été finalisés.

Points clés à retenir

• L’Espagne lance un marché de capacité pour répondre aux enjeux de sécurité d’approvisionnement, et le stockage par batteries est éligible aux côtés de la production et de la réponse à la demande.
• Les nouveaux investissements BESS peuvent obtenir des contrats allant jusqu’à la moitié de la durée de vie de l’actif, assurant une stabilité des revenus à long terme pour le financement des projets.
• Les enchères utilisent un système de prix « pay-as-bid » au lieu du « pay-as-cleared », avec la capacité ferme (MW) comme produit.
• Les coefficients de dépréciation détermineront la quantité de capacité ferme que chaque technologie peut réellement offrir. En Europe, les valeurs vont de 0,14 à 0,44 pour un BESS de 2 heures et de 0,28 à 0,67 pour un BESS de 4 heures.

​Pour en savoir plus, contactez l’auteur - paulo@modoenergy.com

L’Espagne devrait manquer ses objectifs de fiabilité

L’Espagne marche sur une corde raide en matière de fiabilité. Pour maintenir l’équilibre du système, l’installation de nouveaux BESS et d’actifs renouvelables doit s’accélérer afin de combler le vide laissé par la sortie progressive du nucléaire et des centrales à gaz.

Red Eléctrica (REE), le gestionnaire de réseau de transport espagnol, alerte depuis plusieurs années sur les risques liés à la fiabilité. Dans ses rapports d’évaluation de la fiabilité de 2023 et 2025, l’Espagne n’a pas réussi à rester en dessous de son objectif de fiabilité de 1,5 heure de perte de charge attendue, atteignant respectivement 2,34 et 2,41 heures.

ENTSO-E, l’association des gestionnaires de réseaux européens, a également exprimé ses inquiétudes à ce sujet. Dans ses rapports annuels d’évaluation de l’adéquation des ressources européennes (ERAA), elle parvient à des conclusions similaires à celles de REE.

​Dans le rapport ERAA 2025, le système espagnol a dépassé l’objectif de fiabilité pour toutes les années analysées. Même la valeur la plus basse, 6,37 heures en 2033, excède plus de 4 fois la cible espagnole. À l’inverse, la valeur la plus élevée, 18,61 en 2035, est plus de 13 fois supérieure à l’objectif.

Pour répondre à ces enjeux, le gouvernement espagnol a annoncé en décembre 2024 la mise en place d’un marché de capacité. Ce nouveau marché vise à attirer de nouveaux actifs de production, de stockage et de réponse à la demande pour fournir de la capacité ferme. Il s’agit d’une annonce très attendue par les investisseurs, après l’échec de la proposition de 2021.

Quand les fournisseurs de capacité doivent-ils être disponibles ?

Les fournisseurs de capacité doivent être disponibles lors des « heures de stress », c’est-à-dire les périodes où REE identifie un risque pour la fiabilité. Ces heures de stress seraient plafonnées à 10 % des heures annuelles et publiées avant le début de chaque année de livraison. Cela offrirait aux fournisseurs de capacité la visibilité nécessaire pour planifier la maintenance et les opérations commerciales.

Pour les BESS en particulier, cela signifie assurer la disponibilité de l’état de charge et du dispatch pendant ces fenêtres. Le non-respect de ces obligations de disponibilité entraînera des pénalités, détaillées dans la future procédure d’exploitation.

Comment fonctionneront les enchères du marché de capacité ?

Le marché de capacité s’appuiera sur des enchères concurrentielles pour acquérir la capacité ferme auprès des producteurs, du stockage et de la réponse à la demande. La proposition prévoit trois types d’enchères : principale, d’ajustement et transitoire, chacune ayant des horizons et des objectifs différents.

Toutes les enchères partagent ces caractéristiques :

• Produit : Capacité ferme, calculée comme la capacité installée d’un actif multipliée par un coefficient de dépréciation spécifique à la technologie.
• Prix : Pay-as-bid. Vous recevez ce que vous offrez, et non un prix d’équilibre.
• Courbe de demande : Construite à partir des projections de LOLE et de la valeur de l’énergie non livrée.
• Prix de réserve : Les générateurs existants seront soumis à un plafond tarifaire confidentiel. Les offres supérieures à ce plafond seront écartées.

Le système « pay-as-bid » crée une complexité stratégique. Dans les enchères « pay-as-cleared », les investisseurs peuvent refléter leurs véritables besoins de financement et obtenir des revenus plus élevés s’ils ne sont pas l’unité marginale. Avec le « pay-as-bid », obtenir des revenus supérieurs à ses besoins de financement nécessite d’enchérir plus haut, ce qui augmente le risque de ne pas être sélectionné.

Les nouveaux producteurs sélectionnés lors des enchères pourront obtenir des contrats allant jusqu’à la moitié de la durée de vie de l’actif, soit jusqu’à 15 ans. Les actifs existants ne pourront prétendre qu’à un contrat d’un an.

Tout actif sélectionné lors de l’enchère pourra échanger sa capacité ferme, ainsi que ses obligations et revenus potentiels associés, à un autre actif sur un marché secondaire après l’enchère.

Les coefficients de dépréciation détermineront les revenus des BESS

Le coefficient de dépréciation est sans doute l’élément de conception le plus important pour les investisseurs potentiels. Cependant, la proposition de marché de capacité a laissé le processus de calcul de ce coefficient pratiquement indéfini. Nous pouvons néanmoins comparer la façon dont d’autres pays dotés de marchés de capacité déterminent ce paramètre pour les BESS et les valeurs utilisées lors des dernières enchères.

Les pays analysés calculent les coefficients de dépréciation BESS en tenant compte de l’impact marginal de ces actifs sur la fiabilité du système, ou de leur production lors des périodes de besoin maximal. À l’inverse, la Grande-Bretagne et l’Irlande ajustent ces coefficients marginaux en fonction de l’impact de l’ensemble du parc BESS.

Les différentes méthodologies de dépréciation et le mix de production de chaque pays aboutissent à des coefficients de dépréciation très variables selon les pays. Par exemple, ils vont de 0,04 pour un BESS d’une demi-heure en Irlande à 0,93 pour un BESS de 8 heures en Grande-Bretagne. Les estimations initiales de REE varient de 0,27 à 0,70, en phase avec les autres marchés européens.

Pour un BESS de 2 heures, les coefficients européens vont de 0,14 à 0,44. Pour un BESS de 4 heures, les valeurs vont de 0,28 à 0,67.

Quelles perspectives pour les investisseurs BESS en Espagne ?

La proposition doit recevoir l’approbation de la Commission européenne avant sa mise en œuvre. Les principales questions en suspens concernent la méthodologie finale de dépréciation, la structure des pénalités en cas de non-disponibilité et le calendrier des premières enchères.

Les investisseurs doivent suivre de près les décisions de REE concernant les coefficients de dépréciation. La différence entre un coefficient de 0,27 et de 0,70 plus que double la capacité ferme qu’un projet BESS peut offrir, impactant directement les revenus des contrats.