Le gouvernement prévoit de publier prochainement au Bulletin officiel de l’État l’arrêté créant un marché de capacité pour le système électrique péninsulaire. Ce mécanisme rémunérera la disponibilité des capacités de production, de stockage et d’effacement de la demande afin de renforcer la sécurité d’approvisionnement lors des périodes de plus forte sollicitation.
Le marché de capacité vise à renforcer la sécurité du système électrique espagnol
La vice-présidente du gouvernement et ministre de la Transition écologique et du Défi démographique, Sara Aagesen, a annoncé au Congrès des députés la mise en place de cet instrument. Le marché entend apporter davantage de capacité garantie et de flexibilité au système électrique, tout en facilitant l’intégration du stockage et de la gestion de la demande.
Les installations de production et de stockage, les consommateurs et les agrégateurs pourront y participer. Les bénéficiaires des adjudications seront rémunérés pour leur disponibilité à injecter de l’électricité sur le réseau ou à réduire leur consommation lorsque l’Opérateur du système l’exigera.
Le dispositif couvrira le territoire péninsulaire et se présente comme un outil permettant de progresser vers une économie à émissions nettes de carbone nulles. Les centrales de production ne pourront pas dépasser 550 grammes de CO₂ par kWh, devront respecter les conditions de capacité garantie et de flexibilité fixées pour chaque appel d’offres et ne pourront percevoir de rémunération réglementée.
Des enchères annuelles pour stimuler les renouvelables, le stockage et la gestion de la demande
La fourniture du service sera attribuée au moyen d’enchères technologiquement neutres portant sur la puissance garantie, mesurée en MW, et sur le prix, exprimé en euros par MW et par an. Le système reposera sur le principe du pay-as-bid, chaque participant percevant ainsi le prix qu’il aura proposé.
Les investissements futurs candidats ne pourront concerner que des projets liés aux énergies renouvelables, au stockage ou à la demande. Le dispositif prévoit une enchère principale annuelle lorsqu’un besoin de capacité garantie est identifié, avec des engagements de service qui seront, en règle générale, de un an pour les installations existantes, de jusqu’à 15 ans pour les nouveaux investissements et de un à dix ans pour les nouvelles capacités d’effacement.
Des enchères d’ajustement annuelles seront également organisées, réservées aux installations déjà en exploitation et destinées à couvrir des besoins ponctuels pendant douze mois. Elles seront complétées par des enchères transitoires annuelles, prévues afin de garantir la capacité du système jusqu’à l’entrée en service des projets retenus lors de l’enchère principale.
Le volume et la fréquence de ces appels d’offres dépendront des prévisions de demande et des analyses de couverture réalisées sur un horizon de cinq ans.
Le financement pèsera davantage durant les heures de plus forte tension électrique
Le coût du marché de capacité sera supporté par les fournisseurs d’électricité et par les consommateurs directs sur le marché. Son financement sera réparti au moyen de prix unitaires différenciés selon les segments tarifaires et les périodes horaires correspondant aux tarifs d’accès aux réseaux de transport et de distribution.
Le dispositif prévoit une contribution plus élevée pour les consommations enregistrées durant les heures de plus forte tension du système, lesquelles ne pourront représenter plus de 10 % du total annuel. Le mécanisme vise ainsi à déplacer la demande vers d’autres créneaux horaires, à lisser la courbe de charge et à faciliter la gestion du réseau.
Le modèle comprendra également un marché secondaire permettant de transférer les droits et obligations attribués, tant en cas de changement de titulaire que de transfert vers d’autres installations remplissant les conditions requises. L’Opérateur du système et la Commission nationale des marchés et de la concurrence seront chargés de contrôler et d’inspecter la fourniture du service.
