La crise de l'énergie a rapproché le fonctionnement du marché électrique aux clients. Comme cela se produit chaque mois avec les données PIB ou inflationdepuis la mi-2021 et dans une plus large mesure après l'invasion de l'Ukraine par la Russie, le prix journalier moyen du soi-disant piscine électrique Il s'est infiltré dans chaque maison grâce aux informations, et avec lui les heures les moins chères et les plus chères de chaque jour. Mais ce ne sera plus le cas à partir de l'année prochaine, avec un prix différent toutes les 15 minutes, au lieu de toutes les heures. C'est-à-dire de 24 prix par jour (un par heure) ira à un total de 96.
Le changement répond à une logique européenne de harmoniser le système électrique ibérique (Espagne et Portugal) avec le reste du continent ; mais en même temps cela sert à avoir un prix plus élevé ajusté à la réalitécomme l'explique cette semaine le directeur des opérations du marché ibérique (OMIE), Yolanda Cuéllar, lors d'un forum organisé par le Association des entreprises éoliennes (AEE). En pratique, cela signifie prix de l'électricité moins chersen particulier dans un système électrique avec un forte proportion d'énergies renouvelables en permettant mieux gérer l'incertitude que produisent ces technologies.
Générateurs et commerçants Ils négocient l'achat et la vente d'électricité lors d'enchères quotidiennes qui est célébrée chaque jour pour le lendemain. Actuellement, les périodes de négociation sont d'une heure, mais la consommation et la production ne sont pas stables pendant ces 60 minutes, mais il y a plutôt des hauts et des bas. Cependant, une moyenne est établie qui s'applique à l'ensemble de la période. Cela entraîne des différences entre le résultat du marché et la réalité.
Le nouveau mécanisme cherche réduire ces différences avec une négociation toutes les 15 minutes. Un intervalle plus court donne plus la flexibilité aux acteurs du marché et leur permet ajuster mieux adapter vos offres à la réalité, ce qui augmente la valeur qu'ils obtiennent pour la vente, mais cela réduit le coût des « amendes » qui sont payées lorsqu'il y a écarts. Ceci est particulièrement pertinent avec le développement croissant de production renouvelable, dont la production est beaucoup plus difficile à prévoir, selon le Agence internationale des énergies renouvelables (IRENA) dans un rapport sur cette question.
Réduire ce délai, ainsi que rapprocher la clôture des négociations du délai de livraison réel de cette énergie, « aide les gestionnaires de réseau (dans ce cas, OMIE et REE) à prédire opérations avec plus précisionce qui aide éviter les dépassements de coûts qui se produisent en raison de l’inadéquation entre l’offre et la demande en temps réel », indique l’IRENA dans ledit rapport.
Le changement va commencer ceci Mars en phase de test dans le but de se lancer « dans le premiers mois de 2025« , comme l'a expliqué Cuéllar. L'adaptation sera réalisée simultanément par OMIE et également par Red Eléctrica, selon une résolution du secrétaire d'État à l'Énergie de fin janvier qui concerne cette dernière. Il défi C'est grand parce que chaque jour –établir un jour aléatoire comme le 6 février– OMIE gère environ 500 000 offres qui deviendra autour 2 millions lorsque des périodes de négociation de 15 minutes seront établies, selon Cuéllar.
L'OMIE envisage d'entamer une période de tests régionaux avec les gestionnaires de systèmes de mars à mai qui sera suivi des tests que les agents pourront commencer à faire dès le deuxième quinzaine de juin 2024 et cela s'étendra jusqu'au lancement, comme extrait du dernier rapport de marché. Dans le cas de Red Eléctrica, les tests débuteront également à partir du 1er mars, selon la résolution du secrétaire d'État à l'Énergie publiée le 25 janvier.
intégration européenne
En 1998, un an après le libéralisation du secteur, l'exploitation du marché espagnol de l'électricité commence et en 2007 l'opération entre l'Espagne et le Portugal est rejointe. C'est sept ans plus tard que ce marché commença à faire partie du Marché européen, basée sur une intégration progressive. L'intégration entre marchés de l'électricité facilite une plus grande liquidité, même si le cas espagnol est très limité par la interconnexion avec la France, ce qui représente un échange maximum de 2 500 mégawattheures (MWh) par jour. Environ 30 000 MWh sont produits chaque heure en Espagne.
Selon une analyse publiée par le 'think merci' belge Brueghelun système intégré et assez interconnecté permet les prix de l'électricité moins volatile et plus ferme car lorsque la production renouvelable est faible et que la demande est élevée dans un endroit, elle peut être importée énergie renouvelable d'autres régions avec des modèles d'offre et de demande différents.
« On peut s'attendre à ce qu'un panneau solaire en Espagne produise deux fois plus d'électricité qu'un panneau finlandais, tandis qu'une éolienne en Pologne produit plus d'une fois et demie plus d'électricité qu'une éolienne en Italie. Par conséquent, les consommateurs devraient installer et payer beaucoup moins pour les turbines et les panneaux solaires s’ils étaient respectivement placés dans les endroits les plus venteux et les plus ensoleillés », explique Bruegel.
Mais en même temps, cela offre également une plus grande fermeté, c'est-à-dire moins de risques de coupures de courant : « La réduction de la demande de capacités de secours, nécessaires pour garantir un approvisionnement sûr en électricité pendant les périodes de faible disponibilité de production d'électricité renouvelable variable ». Autrement dit, l’Espagne pourrait bénéficier d’un hypothétique soutien de la France et de ses forces nucléaires.
En outre, ajoute Bruegel, l'intégration favorise compétenceen empêchant « les pays d’utiliser leur réglementation de l’électricité pour fausser les règles du jeu en faveur de leurs entreprises consommatrices d’électricité.