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Dispositifs de soutien et procédures de mise en concurrence des EnR en Espagne

En Espagne, au moyen d’un système d’enchères, des contrats ont récemment été attribués sans autre aide publique que la garantie d’une couverture en cas de baisse des prix de l’électricité en dessous d’un certain seuil. Comment fonctionnent les enchères des capacités EnR en Espagne ? Quels sont les dispositifs de soutien ?



Voici ci-dessous des informations en grande partie issues du guide de l’énergie, publié sur la plate-forme www.energiaysociedad.es, un portail web consacré à la divulgation et l’échange d’information et de contenus en lien avec les marchés libéralisés de l’énergie et l’analyse de leur impact sur la société.

Un nouveau cadre réglementaire : le décret-loi 9/2013 (RDL 9/2013)

Depuis le 13 juillet 2013, le décret-loi 9/2013, relatif à l’adoption de mesures urgentes permettant de garantir la stabilité financière du système électrique, est en vigueur. Ce nouveau cadre réglementaire a instauré un nouveau régime juridique et économique pour les installations dites RCR – installations de production d’électricité à partir de sources d’énergies renouvelables, de déchets ou résidus, ou utilisant la co-génération. Le régime spécial disparaît, toutes les installations sont désormais appelées à être régies par la même réglementation, à commercialiser leur énergie directement sur le marché de l’électricité et à en assumer les obligations. Dans ce nouveau régime économique, les installations perçoivent les revenus dérivés de la commercialisation de l’énergie sur le marché, et un complément de rémunération spécifique articulé comme suit :
  • une prime par unité de puissance installée en €/MW qui couvre, le cas échéant, les coûts d’investissement d’une installation de référence qui ne peuvent être récupérés par la commercialisation de l’énergie. Ce complément de rémunération prime à l’investissement permet à l’installation d’atteindre une rentabilité raisonnable définie par le gouvernement.
  • une prime à l’exploitation en €/MWh qui couvre la différence entre les coûts d’exploitation et les revenus issus de la commercialisation de l’énergie sur le marché de l’installation de référence évoquée précédemment. Cette prime à l’exploitation cherche à rendre nul l’EBITDA du projet avec pour objectif d’éviter les pertes liées à l’exploitation durant les périodes de production d’électricité. L’installation ne reçoit pas ce complément de rémunération tant que les revenus issus de la commercialisation de l’énergie sont supérieurs aux coûts d’exploitation.
En vertu du RDL 9/2013, le Gouvernement peut exceptionnellement mettre en place un régime de rémunération spécifique pour encourager la production d’électricité RCR, dans le cas où existerait une obligation d’exécution des objectifs en matière d’énergie renouvelable issue de directives ou d’autres normes de l’Union européenne, ou bien si l’introduction de cette production implique une réduction du coût énergétique et de la dépendance énergétique extérieure. Les termes de ce régime exceptionnel sont décrits à continuation :
  • l’attribution de ce régime de rémunération spécifique se fera dans le cadre de procédures de mise en concurrence. Ce régime de rémunération, complémentaire à la rémunération issue de la commercialisation de l’énergie produite sur le marché de l’électricité, sera composé d’une prime par unité de puissance installée, qui couvrira les coûts d’investissements – calculés pour une installation de référence qui ne peuvent pas être récupérés par la vente de l’énergie sur le marché; et d’une prime à l’exploitation qui couvrira, le cas échéant, la différence entre les coûts de fonctionnement et les revenus issus de la participation sur le marché de production de cette même installation de référence;
  • afin de calculer cette rémunération spécifique, pour une installation de référence et tout au long de la durée de vie réglementaire de celle-ci, les valeurs suivantes seront prises en compte :
    • les revenus standards tirés de la commercialisation au prix courant de l’électricité produite;
    • les coûts standards d’exploitation;
    • la valeur standard de l’investissement initial.
  • tous les paramètres de rémunération, y compris la rentabilité raisonnable fixée à 7,398 % le 23 novembre dernier , pourront être modifiés au cours de chaque période réglementaire de six ans. La durée de vie et la valeur standard de l’investissement initial ne pourront pas être modifiées. Tous les trois ans, les estimations des revenus issus de la commercialisation de l’énergie produite, évaluée selon le prix spot de production, seront révisées en tenant compte de l’évolution des prix et des prévisions du nombre d’heures de fonctionnement. Les valeurs des compléments de rémunération à l’exploitation attribués aux installations dont les coûts dépendent essentiellement du prix du combustible, seront révisés au moins une fois pas an.

Des enchères organisées en 2016 et 2017

La succession de changements réglementaires survenue depuis 2011 s'est traduite par un arrêt du déploiement des EnR : le cadre réglementaire et le marché électrique lui-même ne donnaient pas la sécurité et les signaux adéquats pour motiver le financement des projets. Afin de surmonter cette situation et atteindre les objectifs à horizon 2020 et 2030, trois enchères – en vertu du RD 9/2013 ont été récemment organisées pour répartir de nouvelles capacités RCR.

La première d'entre elles a eu lieu de 14 janvier 2016. Conformément au décret 947/2016, du 16 octobre, un appel à projets est lancé pour concéder le régime de rémunération spécifique à des installations de production électrique issu de la biomasse ou utilisant la technologie éolienne, répartissant respectivement une capacité de 200 MW et 500 MW, soit un total de 700 MW de capacité.
Toute la capacité a finalement été attribuée sans aucune prime, les installations recevant uniquement le prix du « pool ». Au vu de ce résultat incertain – pourquoi participer à une enchère si ce n'est pas pour obtenir un complément de rémunération? , les deux enchères suivantes, organisées le 17 mai 2017 (ETU/315/2015, du 6 avril de 2017 pour 3000 MW) et le 26 juillet 2017 (RD 650/2017, du 16 juin 2017), ont été modifiées et deviennent alors plus complexes et plus complètes sur le plan de la réglementation.

Il s'agit d'un mécanisme qui attribue une prime à l'investissement, en se basant sur le CAPEX du projet (€/MW), pour qu'une rentabilité raisonnable soit toujours atteinte : les projets qui remportent les enchères ont en principe la possibilité de s'assurer une rentabilité minimale sur la durée de vie des installations. Les participants proposent un abattement sur une valeur standard de CAPEX de projet, les valeurs standards étant établies selon le type d'installation. Les projets qui proposent les abattements les plus importants sur ces valeurs de références et qui donc, en termes de coûts, pèseront moins sur le système électrique remportent les enchères.

Malgré cette modification, le résultat reste inchangé. Tous les contrats ont finalement été attribués sans aucun complément de rémunération, c'est-à-dire sans aucun coût pour l'état espagnol. La seule garantie est un prix plancher en cas de baisse des prix de l'électricité dans les années à venir.

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