La transformation du système électrique espagnol franchit une nouvelle étape avec l'arrêté TED/966/2026 du 15 septembre, publié au BOE le 17 septembre 2026 et en vigueur depuis le 18.
Ce règlement crée officiellement le marché de capacité pour le système électrique de la péninsule ibérique, un mécanisme conçu pour garantir la disponibilité d'une puissance ferme suffisante afin de maintenir la sécurité d'approvisionnement à mesure que la part des énergies renouvelables augmente.
Pour le secteur du stockage d'énergie, et en particulier pour les projets de systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS), la nouvelle réglementation est particulièrement pertinente : le stockage est expressément inclus parmi les ressources qui peuvent participer au marché.
La conséquence est importante. Une batterie ne dépendra plus uniquement de l'arbitrage des prix, des marchés d'équilibrage ou d'autres services liés à l'électricité pour être rentable. Le marché de capacité introduit potentiellement une nouvelle source de revenus : la facturation de la fourniture d'énergie stable et de la disponibilité de cette énergie lorsque le réseau électrique en a besoin.
Qu’est-ce que le nouveau marché de capacité ?
Le concept est relativement simple.
Sur le marché conventionnel de l'électricité, la rémunération repose principalement sur l'énergie produite ou échangée. Le marché de capacité introduit une autre variable : la valeur de la disponibilité de l'électricité lors des périodes critiques pour le réseau.
L’arrêté définit le service de capacité comme un service de disponibilité de puissance ferme permettant de répondre aux éventuels problèmes d’approvisionnement détectés dans les analyses de couverture du réseau électrique péninsulaire.
Ce mécanisme aura une portée péninsulaire, sera centralisé et sera basé sur les besoins fermes en énergie identifiés par le gestionnaire du réseau.
La capacité nécessaire sera acquise par le biais de procédures concurrentielles.
Par conséquent, pour le soumissionnaire retenu, l'actif économique ne se limitera pas aux MWh produits ou stockés. Sa capacité à fournir des MW fermes au réseau aura également une valeur.
Pourquoi l'Espagne a-t-elle besoin de ce mécanisme ?
La raison est directement liée à la transition énergétique.
L'Espagne intègre massivement l'énergie solaire photovoltaïque et éolienne. Ces deux technologies permettent de produire de l'électricité à faibles émissions, mais elles partagent une caractéristique fondamentale : leur production dépend de la disponibilité de la ressource renouvelable.
Il peut exister une capacité photovoltaïque installée énorme et pourtant n'avoir pratiquement aucun apport solaire pendant certaines heures de la nuit.
Un phénomène similaire se produit avec l'énergie éolienne lorsque les conditions météorologiques réduisent simultanément sa production.
Par conséquent, un système électrique à forte pénétration d'énergies renouvelables doit combiner trois éléments : énergies renouvelables, flexibilité et puissance stable.
C’est précisément dans ces deux derniers domaines que des technologies telles que les batteries acquièrent un rôle stratégique.
Le marché de capacité vise à garantir que le système dispose de ressources suffisantes pour réagir dans les situations où la production disponible pourrait être insuffisante pour répondre à la demande.
Qui peut participer ?
L'un des aspects les plus intéressants de l'ordonnance TED/966/2026 est que le marché ne se limite pas aux centrales électriques conventionnelles.
Le règlement autorise la participation, sous réserve du respect des conditions établies, des producteurs d'électricité, des propriétaires d'installations de stockage, des consommateurs finaux, des agrégateurs de demande et des entités qui regroupent la production et le stockage.
Ceci introduit un principe pertinent de neutralité technologique.
Une centrale électrique, une batterie ou un groupe de consommateurs capables de modifier leur demande peuvent contribuer à la capacité du système de différentes manières.
L'important sera de déterminer la puissance ferme que chaque ressource peut réellement fournir.
Les batteries BESS font face à une nouvelle source de revenus
Pour le secteur du stockage, c'est probablement l'un des points les plus importants.
Jusqu'à présent, le modèle économique d'une batterie connectée au réseau électrique pouvait reposer sur différentes sources de revenus.
Ces mesures comprennent l'arbitrage énergétique — acheter ou stocker de l'électricité lorsque les prix sont bas et la vendre lorsqu'ils sont élevés — et la participation à différents marchés et services d'équilibrage.
Le marché de capacité ajoute potentiellement une nouvelle dimension à ce que l'on appelle la superposition des revenus des projets de systèmes de stockage d'énergie par batteries.
Un projet peut combiner les revenus provenant de différentes activités, à condition que les réglementations et les obligations assumées sur chaque marché soient compatibles.
Cela pourrait modifier la façon dont la rentabilité des installations futures est analysée.
Au lieu de se contenter d'étudier les écarts horaires sur le marché de l'électricité, les développeurs devront intégrer une nouvelle question dans leurs modèles financiers :
Quelle est la valeur de la puissance continue que cette batterie peut fournir au système ?
La capacité installée ne sera pas la même que la capacité ferme
Cette distinction sera particulièrement importante.
Une batterie de 100 MW ne dispose pas nécessairement automatiquement d'une puissance ferme de 100 MW reconnue aux fins du marché de capacité.
Le décret prévoit l'établissement de coefficients de fermeté par une technologie de référence.
Ces coefficients nous permettront de déterminer la contribution effective de chaque technologie à la satisfaction de la demande, en tenant compte de ses caractéristiques de disponibilité et de fiabilité.
Dans le domaine du stockage, la relation entre puissance et énergie sera particulièrement pertinente.
Une batterie n'est pas la même chose que :
100 MW / 100 MWh
qu'une batterie de :
100 MW / 200 MWh
ou une installation de :
100 MW / 400 MWh.
Bien que ces trois appareils aient la même puissance nominale, leur capacité à maintenir un certain niveau de puissance pendant plusieurs heures est complètement différente.
Par conséquent, le développement méthodologique des coefficients de fermeté sera l'un des aspects réglementaires que le secteur des systèmes de stockage d'énergie par batteries devra surveiller de très près.
Trois types de ventes aux enchères
Le marché est structuré selon différents horizons de recrutement.
Les principales enchères viseront à couvrir les besoins structurels en électricité. Elles incluront une période entre l'attribution et le début de la fourniture du service, permettant ainsi aux projets encore en développement de participer à la compétition.
Cela est particulièrement pertinent pour les nouveaux investissements.
Un promoteur peut obtenir une subvention avant même que le projet ne soit construit et utiliser cette visibilité sur les revenus futurs dans la structure économique et financière de l'investissement, toujours sous réserve des conditions spécifiques de chaque appel d'offres.
Les enchères d'ajustement permettront de satisfaire les besoins en capacité identifiés dans un avenir proche.
Enfin, des ventes aux enchères transitoires auront lieu jusqu'au début de la première période de service associée aux ventes aux enchères principales.
Il en résulte un système qui tente de combiner des signaux économiques à long terme avec des instruments capables de corriger des besoins de capacité plus immédiats.
Comment les capacités seront-elles réparties ?
Le décret instaure une procédure concurrentielle fondée sur des offres économiques.
Les offres seront soumises dans des enveloppes scellées et l'attribution se fera selon un système de paiement au fur et à mesure de l'offre.
Cela signifie que les soumissionnaires retenus recevront le prix correspondant à leur offre.
La variable économique sera exprimée en euros par MW d'entreprise et par an.
Pour les participants, la stratégie d'enchères revêtira donc une importance considérable.
Connaître le coût d'installation à lui seul ne suffira pas. Il sera nécessaire d'estimer avec précision la valeur de la capacité offerte, les obligations futures, le risque d'indisponibilité et les revenus potentiels provenant d'autres marchés.
Les heures de stress seront décisives
Le concept d'heures de stress système sera un autre élément clé.
Les fournisseurs de capacité devront garantir certains niveaux de disponibilité pendant ces heures.
Pour une batterie, cela soulève une question opérationnelle fondamentale : l’état de charge.
Une installation peut être techniquement disponible et pourtant ne pas disposer à ce moment-là d'une énergie stockée suffisante pour assurer la fourniture requise.
Par conséquent, les opérateurs de systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) devront intégrer les obligations du marché de capacité dans leurs algorithmes de fonctionnement.
L'optimisation économique d'une batterie ne dépendra plus uniquement de variables telles que : le prix horaire de l'électricité + les marchés d'équilibrage + la dégradation.
Il sera également nécessaire d'intégrer : la probabilité des heures critiques + les obligations de capacité + le niveau de charge minimum + les pénalités en cas de non-respect.
Cette combinaison peut accroître la sophistication des systèmes EMS (systèmes de gestion de l'énergie) utilisés pour gérer les installations.
Importance accrue pour les systèmes de gestion de l'énergie (EMS), les systèmes de contrôle de puissance (PCS) et l'électronique de puissance
Le marché de la capacité a des implications qui ne concernent pas seulement les promoteurs et les investisseurs.
Cela peut également créer des opportunités pour les fabricants et les intégrateurs de technologies.
La participation d'une batterie sur plusieurs marchés exige une coordination précise entre les différentes couches du système :
BMS + PCS + EMS + communications + opérateur système.
Le système de gestion de batterie (BMS) doit garantir le fonctionnement sûr des cellules et des modules.
Le système PCS ou de conversion de puissance doit répondre aux exigences de performance requises.
Le système de gestion de l'électricité (EMS) devra décider du moment opportun pour charger, décharger ou réserver de la capacité, en tenant compte simultanément des différents marchés de l'électricité.
À mesure que le nombre de sources de revenus d'un système de stockage d'énergie par batterie (BESS) augmente, l'importance des logiciels d'optimisation s'accroît également.
La valeur d'une installation dépendra de moins en moins exclusivement du matériel et de plus en plus de la **manière dont ce matériel est géré sur le marché de l'électricité**.
Le marché secondaire offre plus de flexibilité
Autre évolution intéressante : la création d’un marché secondaire des capacités.
Les droits et obligations découlant du service peuvent, dans les conditions établies, faire l'objet d'une cession ou d'un transfert.
Cela peut s'avérer particulièrement utile lorsqu'un soumissionnaire retenu prévoit qu'il ne sera pas en mesure de respecter ses engagements.
Au lieu de simplement gérer les conséquences d'un défaut de paiement, le marché secondaire introduit un outil permettant de transférer certaines obligations à une autre ressource activée.
Outre le fait d'accroître la flexibilité pour les participants, cela peut encourager l'émergence de nouvelles activités de regroupement et d'optimisation des portefeuilles d'actifs énergétiques.
Que se passe-t-il si une batterie est indisponible ?
Facturer la capacité implique de prendre des obligations.
Les fournisseurs devront démontrer que la puissance annoncée est effectivement disponible.
Le règlement comprend des mécanismes de vérification, des tests de service et des obligations de paiement liées au non-respect des règles.
Pour un projet de système de stockage d'énergie par batterie (BESS), cela signifie que la stratégie de maximisation des revenus devra être équilibrée avec le risque de ne pas pouvoir respecter l'engagement de capacité.
Un opérateur pourrait trouver des opportunités économiques intéressantes sur d'autres marchés et décider malgré tout de réserver une partie de la batterie pour garantir le respect de ses obligations.
Autrement dit, un nouveau coût d'opportunité apparaîtra :
Est-il plus rentable d'utiliser la batterie maintenant ou de préserver sa capacité pour garantir l'engagement pris ?
Les algorithmes d'optimisation devront constamment répondre à cette question.
Un signal supplémentaire pour financer les projets de stockage
L’un des effets possibles du marché de capacité concernera le financement des nouveaux projets.
Les revenus tirés des batteries, obtenus exclusivement par arbitrage, peuvent être difficiles à prévoir à long terme car ils dépendent de l'évolution future des prix de l'électricité.
Les revenus associés à une allocation de capacité pour une période déterminée peuvent constituer une source supplémentaire de visibilité économique.
Cela ne signifie pas pour autant que le marché de capacité garantira à lui seul la rentabilité des projets de systèmes de stockage d'énergie par batteries (BESS).
Le résultat dépendra du volume de capacité contractée, des prix obtenus lors des enchères, des coefficients de fermeté applicables, de la durée des contrats et des obligations imposées aux soumissionnaires retenus.
Mais cela ajoute une variable que les promoteurs, les banques, les fonds d'investissement et les fabricants devront intégrer dans leurs modèles.
Il y aura également des possibilités de flexibilité de la demande
Les batteries ne sont pas les seules à pouvoir en bénéficier.
Les consommateurs capables de modifier temporairement leur consommation pourront également contribuer à la capacité du système.
Pour certains secteurs d'activité, centres de données, installations de climatisation, procédés avec stockage thermique ou consommateurs disposant d'une production et d'un stockage d'énergie en aval du compteur, la flexibilité peut progressivement devenir un atout économique.
L'agrégation permettra également de rassembler de nombreuses petites ressources et de les présenter conjointement au marché.
Cela pourrait donner naissance à de nouvelles plateformes de centrales électriques virtuelles (VPP) capables de coordonner les batteries, la production distribuée et la demande flexible.
Qui financera le marché ?
Créer des capacités supplémentaires a un coût.
Le décret établit que le financement du service sera assuré par les fournisseurs d'électricité, y compris les fournisseurs par défaut, et par les consommateurs directs sur le marché.
Ce mécanisme sera mis en œuvre au moyen de prix unitaires différenciés selon les segments tarifaires et les périodes de temps.
Par conséquent, le marché de la capacité ne doit pas être analysé uniquement sous l'angle des nouveaux revenus qu'il peut générer pour certaines technologies.
Il faudra également prendre en compte son coût total et son impact sur le système et les consommateurs.
Ce qui reste à découvrir
La publication de l’arrêté TED/966/2026 est une étape décisive, mais elle ne signifie pas que tous les détails du marché sont finalisés.
Le mode opératoire élaboré par le mécanisme doit préciser les aspects essentiels tels que les exigences techniques et documentaires de participation, la procédure de qualification, les essais, les mécanismes de vérification, les règlements, le financement et, surtout, la méthodologie de calcul des coefficients de fermeté de chaque technologie.
Pour le secteur des systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS), ces détails peuvent être aussi importants que la création du marché lui-même.
La durée énergétique minimale requise pour être compétitif, la puissance ferme reconnue et les conditions de disponibilité peuvent influencer directement la conception optimale des projets futurs.
De la vente de MWh à la vente de disponibilité
L’ordonnance TED/966/2026 reflète une transformation plus profonde du système électrique.
Pendant des décennies, le secteur de l'électricité s'est principalement concentré sur la production et la vente d'énergie.
Dans un système où la part des énergies renouvelables ne cesse de croître, la valeur commence également à se déplacer vers d'autres variables : la flexibilité, le stockage, la disponibilité et la fermeté de l'énergie.
Et ce changement pourrait s'avérer particulièrement pertinent pour le stockage de l'énergie.
Les batteries BESS peuvent être utilisées sur différents marchés et fournir de multiples services à partir d'un même équipement physique. Le nouveau marché de capacité enrichit encore ce modèle.
La grande question pour les mois à venir sera de connaître les conditions spécifiques des premières ventes aux enchères et, surtout, les coefficients de fermeté qui seront attribués au stockage.
Ces paramètres détermineront en grande partie la valeur ajoutée qu'une batterie pourra générer sur le nouveau marché espagnol de l'électricité.
