La canicule a déclenché l’utilisation de cycles combinésplantes qui brûlent gaz pour produire de l’électricité. En dépit d’être la première source de génération par puissance installée en Espagne, avec près d’un quart du total, son rôle a été plutôt discret ces dernières années, à l’exception des cas où la demande monte en flèche ou il y a un manque de ressources renouvelables, lorsque réapparaître sur la scène électrique pour éviter une panne d’électricité. UN gilet de sauvetage « gratuit » qu’il est urgent qu’il soit payé pour servir comme matelas au système électriquesi, comme prévu par la feuille de route espagnole —Plan National Intégré Énergie Climat (PNIEC)— toutes ces centrales doivent être maintenues allumé la prochaine décennie.
C’est ainsi que les employeurs l’ont rappelé cette semaine sedigasdemandant, une fois de plus, la création en Espagne de marchés de capacitéune chance de marché parallèle celui de l’énergie —dont la production est rémunérée— dont centrales pour son disponibilité dans ces moments de tension du systèmec’est-à-dire lorsqu’il y a beaucoup consommation d’électricité et, par conséquent, les énergies renouvelables n’arrivent pas, comme cela s’est produit ces jours-ci, ou dans des situations de rareté de l’offre, qui empêchent la génération avec l’eau, le vent ou le soleil, comme ce fut le cas l’été dernier. « Sans les cycles combinés, le fourniture électrique il été passé», a prévenu le président du patronat Sedigas, Jeanne Batailledans la 49e édition de la réunion annuelle de la association de gazorganisé en juin.
Dans la l’été passé le réduit génération hydraulique — c’est l’année la plus basse de l’histoire de cette technologie — et les énergies renouvelables, ainsi que l’augmentation des exportations vers la France après l’arrêt du nucléaire, ont activé les centrales à gaz. A tel point qu’ils sont devenus les source de première génération du pays en 2022, après une décennie (en 2019, ils se classaient au quatrième rang en termes de production, après le nucléaire, l’éolien et le charbon). Malgré cela, son Taux d’utilisation (rapport entre la production réelle et celle qui aurait pu être réalisée si les centrales avaient fonctionné à leur puissance nominale pendant toute la durée de leur disponibilité) a été maintenu faible (de 34,1%).
Autre exemple, mardi 18 juilletlorsque Red Eléctrica a exigé que toutes les unités en fonctionnement entrent dans éviter une panne d’électricité. Et ils seront de plus en plus nécessaires, face à un futur système électrique plein d’énergies renouvelables, qui les obligera à s’arrêter et à redémarrer sans cesse. Mais cela signifie des coûts d’exploitation et de maintenance plus élevés et être payé uniquement lorsqu’ils sont utilisés et une utilisation aussi faible les rend économiquement non viable, comme le défendent leurs propriétaires. Selon un rapport de PwC pour Sedigas ayant analysé l’année glissante d’août 2018 à juillet 2019, 70% du parc de cycles combinés a pertes d’exploitation. Ils ne peuvent pas récupérer leur coûts fixesce qui compromet votre faisabilité économique.
jusqu’au milieu de 2018ces centrales avaient, en plus de la rémunération à la production, Incitations à l’investissement —10 000 euros par mégawatt de puissance installée— et au disponibilité. Ces derniers ont payé les installations pour être disponibles en cas de besoin, un chiffre similaire à ce qu’ils demandent à promouvoir à nouveau. Le Gouvernement a entamé les démarches pour créer des mécanismes de capacité en 2021, mais à ce jour ils n’ont pas encore été approuvés, encore moins mis en service. Sa création doit recevoir l’approbation du Bruxelles pour éviter d’être considéré comme une aide d’État et l’exécutif défend que le système actuel est « long, fastidieux et compliqué”, tandis que du secteur, ils suggèrent qu’il pourrait y avoir un pousser à cette procédure.
Le temps presse
La discussion s’est déplacée vers L’Europe , dans le cadre de la réforme du marché de l’électricité. Le Parlement européen vient de trouver un accord sur son orientation après la proposition, en mars, de la Commission européenne. Bruxelles encourage le design de nouveaux outils de capacité mais dans régime existantoù ce mécanisme se situe comme un formule dernier recours et limité dans le temps, ce qui est précisément ce qui reproche au gouvernement espagnol. Il ne manque plus que le Conseil de l’Union européenne, désormais présidé par l’Espagne et composé des Vingt-sept, pour se mettre d’accord sur son approche générale sur le sujet et commencer, ainsi, le trilogues ou négociations tripartites parvenir à un consensus avant l’année prochaine. Le gouvernement et les compagnies d’électricité conviennent d’inclure ce type de mécanisme dans outil structurelmême si le temps est court.
« Dans le cas de l’Espagne, quel que soit l’accord conclu, notre propre mécanisme devrait être approuvé le plus tôt possible, afin d’éviter des problèmes de sécurité d’approvisionnement en 2025comme prévu par l’association des réseaux européens entso-e dans un rapport récent », insiste l’associé en charge des secteurs réglementés, de l’analyse économique et de la pérennité du cabinet de conseil EY, Antoine Hernandez. Entso-e effectue son analyse des risques sur la base des prévisions renouvelables du PNIEC et des informations fournies par Red Eléctrica. Et il conclut que dans deux ans l’Espagne pourrait avoir un véritable problème de sécurité d’approvisionnement. En pratique cela se traduit par des pannes d’électricité.