​L’Espagne envisage de lancer un marché de capacité qui pourrait générer des revenus importants à long terme pour le stockage par batteries. En Grande-Bretagne, le marché de capacité représentait 10 % des revenus des BESS en 2025, montant à 15 % au quatrième trimestre.

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

La proposition est encore en discussion auprès de la Commission européenne, et des détails clés restent à définir. Le plus important concerne les coefficients de dévalorisation, qui déterminent la capacité ferme que les BESS peuvent 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 ; le stockage par batteries y est éligible, aux côtés de la production et de la réponse à la demande.
• Les nouveaux investissements BESS peuvent sécuriser des contrats allant jusqu’à la moitié de la durée de vie utile des actifs, offrant une certitude de revenus à long terme pour le financement des projets.
• Les enchères utilisent la tarification « pay-as-bid » plutôt que « pay-as-cleared », avec la capacité ferme (MW) comme produit.
• Les coefficients de dévalorisation détermineront la capacité ferme que chaque technologie peut réellement offrir. En Europe, ces valeurs varient 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.

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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 actifs BESS et renouvelables doit s’accélérer suffisamment pour combler le vide laissé par la sortie progressive du nucléaire et du gaz.

Red Eléctrica (REE), le gestionnaire du réseau espagnol, a mis en garde contre des risques de fiabilité ces dernières années. Dans ses rapports d’évaluation de la fiabilité de 2023 et 2025, l’Espagne n’est pas parvenue à rester sous 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 européenne des gestionnaires de réseau, a également exprimé ses inquiétudes sur ce sujet. Dans ses rapports annuels d’évaluation de l’adéquation des ressources européennes (ERAA), elle est parvenue à des conclusions similaires à celles de REE.

​Dans le 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, dépassait plus de 4 fois l’objectif espagnol. À l’inverse, la valeur la plus élevée, 18,61 en 2035, était plus de 13 fois supérieure à la cible.

Pour répondre à ces problèmes, 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 une capacité ferme. Cette annonce était 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 tension », c’est-à-dire les périodes où REE identifie un risque de fiabilité. Ces heures seront limitées à 10 % des heures annuelles et publiées avant le début de chaque année de livraison. Cela donnera aux fournisseurs de capacité une visibilité pour planifier la maintenance et les opérations commerciales.

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

Comment fonctionneront les enchères du marché de capacité ?

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

Toutes les enchères partagent ces caractéristiques :

• Produit : Capacité ferme, calculée comme la capacité installée de l’actif multipliée par un coefficient de dévalorisation spécifique à la technologie.
• Tarification : Pay-as-bid. Vous recevez ce que vous proposez, et non un prix d’équilibre.
• Courbe de demande : Construite à partir des projections LOLE et de la valeur de la charge non servie.
• Prix de réserve : Les producteurs existants feront face à un prix plafond confidentiel. Les offres supérieures à ce plafond seront rejetées.

La tarification pay-as-bid crée une complexité stratégique. Dans les enchères pay-as-cleared, les investisseurs peuvent refléter leurs besoins réels de financement et recevoir des revenus plus élevés s’ils ne sont pas l’unité marginale. Dans les enchères pay-as-bid, obtenir des revenus supérieurs aux besoins de financement nécessite de proposer un prix plus élevé, ce qui augmente le risque de ne pas être retenu.

Les nouveaux producteurs retenus lors de l’enchère pourront obtenir des contrats allant jusqu’à la moitié de la durée de vie utile de l’actif, jusqu’à 15 ans. Les actifs existants ne seront éligibles qu’à un contrat d’un an.

Tout actif retenu 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 dévalorisation détermineront les revenus des BESS

Le coefficient de dévalorisation est sans doute l’élément de conception le plus important pour les investisseurs potentiels. Cependant, la proposition de marché de capacité laisse le processus de calcul de ce coefficient presque entièrement indéfini. Nous pouvons toutefois comparer la manière dont d’autres pays dotés de marchés de capacité déterminent la dévalorisation des BESS et les valeurs utilisées lors des dernières enchères.

Les pays analysés calculent les coefficients 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 majorent ces coefficients marginaux en prenant en compte l’impact de l’ensemble du parc BESS.

Les différentes méthodologies de dévalorisation et les mix de production des pays conduisent à des coefficients qui varient d’un pays à l’autre. 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 premières estimations de REE vont de 0,27 à 0,70, ce qui est cohérent 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.

Quelle est la suite pour les investisseurs BESS en Espagne ?

La proposition nécessite l’approbation de la Commission européenne avant sa mise en œuvre. Les principales questions en suspens concernent la méthodologie finale de dévalorisation, la structure des pénalités en cas d’indisponibilité et le calendrier des premières enchères.

Les investisseurs devront surveiller de près les décisions de REE concernant les coefficients de dévalorisation. La différence entre un coefficient de 0,27 et de 0,70 plus que double la capacité ferme qu’un projet BESS peut offrir, ce qui impacte directement les revenus des contrats.