L’Espagne paiera pour garantir l’électricité pendant les heures critiques

Le MITECO, dirigé par Sara Aagesen, mettra en place dans le système électrique péninsulaire un marché de capacité comprenant des enchères destinées à la production, au stockage et à la réduction de la demande.

Le Gouvernement a lancé l’initiative visant à donner vie à un marché de capacité dans le but d’améliorer le renforcement de la sécurité et la résilience du système électrique de notre pays. Une proposition qui sera publiée prochainement au BOE, comme l’a annoncé la vice-présidente elle‑même, Sara Aagesen.

Cette initiative vise à verser une rémunération aux installations de production, de stockage et aux consommateurs afin de garantir la disponibilité d’une puissance énergétique ou, lorsque nécessaire, de réduire leur demande. Les adjudications s’effectueront au moyen d’enchères technologiquement neutres.

Un nouveau modèle pour notre système électrique qui vise à faciliter l’investissement dans les énergies renouvelables

La vice-présidente du Gouvernement et ministre de la Transition écologique et du Défi démographique, Sara Aagesen, a annoncé ce matin devant le Congreso de los Diputados la prochaine publication au BOE d’un décret ministériel créant un marché de capacité dans le système électrique espagnol, « un instrument qui rendra notre système électrique plus robuste et résilient », selon ses mots.

Ce nouveau marché préservera la sécurité d’approvisionnement tout en envoyant des signaux d’investissement pour que le stockage et la gestion de la demande s’intègrent définitivement au système et qu’on avance de façon ordonnée vers une économie neutre en émissions de carbone.

Le marché de capacité naît après un travail intensif du MITECO en collaboration avec l’Union européenne, qui inclut la réforme de la réglementation communautaire pour supprimer la condition de temporalité de ce type de mécanismes — réalisée sous la présidence espagnole de l’UE — et la conformité du modèle espagnol avec les règles relatives aux aides d’État, obtenue fin mai.

Dans l’UE, le nombre d’États qui développent ce type de mécanismes s’est accru (Italie, France, Belgique, etc.). L’Allemagne a été le dernier à obtenir l’approbation de la Commission européenne, ce même mois de septembre.

Rémunération économique en échange de la réduction de la consommation ou de la disponibilité

Les installations de production et de stockage, ainsi que la demande – les consommateurs et les agrégateurs – pourront participer à ce marché, à l’échelle péninsulaire. Ils percevront une rémunération pour apporter de la fermeté et de la flexibilité au système électrique, soit en restant disponibles pour injecter de l’électricité dans les réseaux, soit en réduisant leur consommation, et ce, à la demande de l’Opérateur du Système.

La prestation du service sera attribuée au moyen d’enchères technologiquement neutres pour une puissance ferme (MW) et un prix (€/MW/an), dans lesquelles sera accordé le prix proposé (système pay-as-bid). Les centrales de production ne pourront émettre plus de 550 g CO2/kWh, devront satisfaire les exigences de fermeté et de flexibilité fixées par chaque enchère et n’auront droit à aucune forme de rémunération régulée.

Pour encourager l’intégration de technologies non fossiles, lorsque des enchères portent sur des projets futurs – de nouveaux investissements –, ceux-ci ne pourront être que des renouvelables, du stockage ou de la demande.

Trois types d’enchères, horizons futurs différents

Les installations de production et de stockage, ainsi que la demande – les consommateurs et les agrégateurs – pourront participer à ce marché, à l’échelle péninsulaire.

Trois types d’enchères seront organisés, dont le volume et la fréquence dépendront des prévisions de demande et des besoins en puissance ferme identifiés à l’aide des analyses de couverture sur cinq ans prévues :

• Enchère principale. Les installations existantes et les nouveaux projets de renouvelables, stockage ou demande susceptibles de fournir des services à partir de la date fixée par l’appel pourront y participer, jusqu’à cinq ans après l’attribution. Cela garantit des revenus pour les projets futurs, facilitant leur viabilité et réduisant leur coût de financement.

La période de prestation du service variera selon le type d’installation (existante ou nouvel investissement) et le type de technologie. En principe, les enchères se tiendront annuellement, lorsque des besoins de fermeté auront été identifiés, et la durée du service sera d’un an pour les installations existantes, jusqu’à 15 ans pour les nouveaux investissements, et entre un et dix ans pour les nouvelles demandes.

• Enchère d’ajustement annuel. Seuls les installations déjà opérationnelles pourront participer, et fourniront le service pendant 12 mois à compter d’une date définie dans l’appel, dans les 12 mois suivants après l’attribution. Conçue pour résoudre des situations conjoncturelles, elle devrait attribuer une capacité ferme inférieure à celle des enchères principales, avec lesquelles elle cohabitera.
• Enchère transitoire. Garantira la fermeté du système électrique jusqu’à l’année de début de la prestation du service attribué par l’enchère principale. Elle sera organisée à chaque exercice jusqu’à cette date et pourra impliquer des installations existantes et de nouveaux investissements, pour une période de prestation annuelle.

Un système économiquement efficace

Le financement du nouveau marché de capacité repose sur la commercialisation de l’électricité et sur les consommateurs directs sur le marché, au moyen de tarifs unitaires différenciés par segments tarifaires et périodes horaires alignés avec les tarifs d’acheminement et de distribution.

Ainsi, le système sera principalement financé par les consommations qui se produisent pendant les heures de pointe du système, ne pouvant pas dépasser 10 % du total annuel, et des incitations seront envoyées pour flexibiliser et décaler la demande vers d’autres créneaux, lisser la courbe de charge et faciliter la gestion du système.

Par ailleurs, afin de donner davantage de liquidité au nouveau mécanisme, il est prévu la création d’un marché secondaire pour les droits et obligations attribués lors des enchères, soit en raison d’un changement de titularité des installations, soit par transfert vers d’autres installations répondant aux conditions requises.

L’Opérateur du Système et la Commission nationale des marchés et de la concurrence s’occuperont de la vérification et de l’inspection de la prestation du service de capacité.