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

Les projets BESS espagnols attribués lors des principales enchères pourraient obtenir des contrats couvrant jusqu'à la moitié de la durée de vie de l'actif, offrant ainsi une sécurité de 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 dépréciation, qui déterminent la 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 préoccupations liées à la sécurité d'approvisionnement, et le stockage sur batteries est éligible aux côtés de la production et de la réponse à la demande.
• Les nouveaux investissements BESS peuvent obtenir des contrats couvrant jusqu'à la moitié de la durée de vie de l’actif, assurant une visibilité sur les revenus à long terme pour le financement des projets.
• Les enchères utilisent un système d'enchères au prix offert (pay-as-bid) au lieu du prix d’équilibre, avec la capacité ferme (MW) comme produit.
• Les coefficients de dépréciation détermineront la capacité ferme effective pouvant être offerte par chaque technologie. Dans les pays européens, 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.

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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 BESS et d’actifs renouvelables doit s’accélérer rapidement afin de compenser la fermeture progressive des centrales nucléaires et à gaz.

Red Eléctrica (REE), le gestionnaire du réseau espagnol, a mis en garde contre les risques de fiabilité ces dernières années. 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 (LOLE), atteignant respectivement 2,34 et 2,41 heures.

ENTSO-E, l’association européenne des gestionnaires de réseau, a également exprimé ses inquiétudes à 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 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, dépassait de 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 remédier à ces problèmes, le gouvernement espagnol a annoncé en décembre 2024 la mise en place d’un marché de capacité. Ce nouveau dispositif vise à attirer de nouveaux moyens de production, de stockage et de réponse à la demande pour fournir de la capacité ferme. Il s’agit d’une annonce attendue de longue date 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 pendant les « heures de tension », c’est-à-dire les périodes où REE identifie un risque pour la fiabilité du système. Ces heures de tension seraient limitées à 10 % des heures annuelles et publiées avant le début de chaque année de livraison. Cela permettrait aux fournisseurs de capacité de planifier la maintenance et les opérations commerciales.

Pour les BESS en particulier, cela signifie garantir l’état de charge et la disponibilité pour l’envoi d’énergie durant ces périodes. Le non-respect de ces obligations de disponibilité entraînerait des pénalités, qui seront précisées 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 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 le prix que vous proposez, et non un prix d’équilibre.
• Courbe de demande : Construite à partir des projections LOLE et de la valeur de l’énergie non livrée.
• Prix de réserve : Les producteurs existants feront face à un plafond de prix confidentiel. Les offres supérieures à ce plafond seront rejetées.

Le système pay-as-bid complexifie la stratégie d’enchères. Dans une enchère pay-as-cleared, les investisseurs peuvent refléter leurs besoins réels de financement et obtenir des revenus plus élevés s’ils ne sont pas l’unité marginale. Dans une enchère pay-as-bid, obtenir des revenus supérieurs à ses besoins financiers nécessite d’enchérir plus haut, ce qui augmente le risque de ne pas être retenu.

Les nouveaux producteurs sélectionnés lors de l’enchère pourront obtenir des contrats d’une durée allant jusqu’à la moitié de la durée de vie 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, avec un autre actif sur un marché secondaire après l’enchère.

Les coefficients de dépréciation détermineront les revenus du 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 laisse le processus de calcul de ce coefficient presque totalement indéfini. Néanmoins, nous pouvons comparer la manière dont d’autres pays dotés de marchés de capacité déterminent la dépréciation du BESS et les valeurs utilisées lors des dernières enchères.

Les pays analysés calculent les coefficients de dépréciation du BESS en tenant compte de l’impact marginal de ces actifs sur la fiabilité du système, ou de leur capacité à produire lorsque le système en a le plus besoin. En revanche, la Grande-Bretagne et l’Irlande appliquent ces coefficients marginaux à l’ensemble du parc BESS.

Les différentes méthodologies de dépréciation et les mix de production des pays entraînent des coefficients de dépréciation 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 premières estimations de REE vont de 0,27 à 0,70, en ligne avec d’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 varient de 0,28 à 0,67.

Quelles perspectives pour les investisseurs BESS en Espagne ?

La proposition nécessite l’approbation de la Commission européenne avant sa mise en œuvre. Les questions clés 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 devront suivre de près les décisions de REE sur 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.