Espagne : le prix de l’électricité au plus haut cet été

6 réflexions au sujet de “Espagne : le prix de l’électricité au plus haut cet été”

1. C’est bizarre, je pensais que les ENRi devait permettre d’avoir accès à une électricité pas cher et en quantité à tout moment.
   Que s’est-il passé ?

   En période de canicule le solaire devrait produire à fond, non ?
   Pourquoi leur turbine à gaz ne produise pas quand il n’y a pas de vents ?

   Ou s’agit-il de l’echec total de la stratégie du tout ENR déja dénoncé par la cours des comptes allemandes qui se confirme en Espagne et qui se produira bientôt en France ?

   On voit d’ailleurs que l’Espagne pompe depuis la France une puissance de 3000 MW depuis des mois!!

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2. Humiliation ultime, L’espagne est contrainte d’importer de l’électricité depuis le Maroc !!!
   Alors, quel effet cela fait de dépendre d’un pays africain pour son approvisionnement en électricité ?

   Le FC du petit parc nucléaire espagnol (7,12 GW) est à 13h49 de 97,78 % !!!!
   Celui du collosal parc éolien de 27,3 GW est de 9% ……
   Les FC des turbines à gaz est à 20% car à cause de la canicule et de la sécheresse, il n’y a que celles en bord de mer qui peuvent fonctionner à pleine puissance.
   Et il ne peuvent pas compter sur l’hydro car avec la sécheresse, les barrages sont vides !!!

   Si la France ne leur balançait pas 3000 MW depuis les pyrénées il seraient en plein blackout

   Quelles interconnections voulez vous qu’ils fassent ?
   Les pays voisins de l’Espagne, sont le Maroc, le Portugal et la France.
   Le Portugal et le Maroc, n’ont pas les moyens d’approvisionner un pays de la taille de l’Espagne et la France balance déja tout ce qu’elle peut.
   Ils se sont mis tous seul dans la mouise, les Espagnols.

   L’intensité carbone du courant espagnol est de 154g CO² / Kwh
   5 x plus élevé qu’en France (36g CO² / kwh)
   Mais bien meilleure qu’en Allemagne à 298g CO² / Kwh

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3. Etude plus bas plus sérieuse sur les causes réelles de la hausse des prix en Espagne

   Je rappelle

   – que l’Espagne n’a pas vocation à rester sur du gaz fossile et qu’elle est encore en transition

   – que la France n’a pas subit globalement les températures de l’Espagne (autour des 48°C) et les déficits en eau précédents et donc hydro, sinon elle aurait dû arrêter plusieurs réacteurs, entraînant le cas échéant des coupures d’électricité bien plus importantes, en plus de la hausse des prix

   – que l’on analyse pas des prix sur une courte période mais sur du moyen terme

   – que l’on sait parfaitement que faire face aux vagues de chaleur dans le monde avec les climatiseurs entraîne, comme plusieurs études l’ont anticipé depuis des années, des ventes délirantes de ces derniers (plusieurs par seconde pendant des décennies), avec tous leurs impacts négatifs (encore beaucoup avec des gaz très réchauffants, mal recyclés, aggravant les îlots de chaleurs etc) alors que par exemple et entre autres le solaire thermique/hybride seul ou associé à des réseaux de chaleur/froid a des coefficients de performances bien supérieurs aux pompes à chaleur et fonctionne d’autant mieux dans la production de froid qu’il fait chaud l’été et peut refroidir des volumes bien plus importants

   – on hérite de système énergétiques anciens trop centralisés et inadaptés (fossiles et nucléaire) et malheureusement çà prend du temps à rectifier comme dans toute transition énergétique

   – si dans le cas de l’Espagne l’éolien a été ponctuellement peu productif comme c’est normal en été, le solaire au contraire a joué son rôle. Les renouvelables ne se résument pas à ces 2 technologies et la hausse ponctuelle récente (qui n’est fondamentalement pas liée à ces technologies) mais comme démontré par l’étude plus bas parmi d’autres, notamment au mode de flexibilité/stockage fossile temporaire choisi par l’Espagne qui a été impacté par la hausse des prix du gaz post reprise couplé à celui des prix du C02, mais pas seulement.

   « Pourquoi le prix de l’électricité monte en flèche en Espagne après avoir atteint un nouveau record historique »

   (analyse détaillée dans le document joint plus bas. Je peux en mettre d’autres si nécessaire pour confirmer)

   20% de l’augmentation est due au coût plus élevé des permis d’émission de Co2

   50% de l’augmentation est une conséquence de l’augmentation des prix du gaz sur le marché

   Le reste est dû à l’assiette fiscale plus élevée et à la répercussion sur les détaillants

   Les valeurs extrêmes observées récemment ne définissent toutefois pas la tendance du marché à moyen et long terme et les dernières années ont également démontré des périodes d’importantes baisses de prix.

   Observations globales en Europe pour comparer :

   Au cours de la deuxième semaine d’août, les prix sur les marchés européens ont été divisés en trois groupes principaux

   Dans le groupe des marchés à prix plus élevés se trouvaient les marchés N2EX, IPEX et MIBEL

   Dans le groupe des marchés de milieu de gamme se trouvaient les marchés EPEX SPOT d’Allemagne, de France, de Belgique et des Pays-Bas.

   Enfin, le groupe de marchés présentant les prix les plus bas était constitué exclusivement du marché Nord Pool, dont les prix sont habituellement beaucoup plus bas que ceux des autres marchés européens.

   Le marché EPEX SPOT aux Pays-Bas a enregistré un prix de 106,56 €/MWh le jeudi 12/08 marquant son prix le plus élevé depuis au moins la dernière décennie

   Les causes fondamentales de l’augmentation des prix du marché de l’électricité restent les prix élevés du gaz et du CO2, associés à la vague de chaleur dans le sud de l’Europe, qui a accru la demande dans certains pays, et au déclin ponctuel général de la production d’énergie éolienne, normale à cette période de l’année, qui s’est ensuite fortement reprise.

   Au milieu du scénario de prix élevés sur tous les marchés européens, si on analyse le prix horaire, à 3h et 4h du matin le lundi 16 août sur le marché EPEX SPOT en France, il y avait des prix négatifs.

   Le samedi 14 août, la même chose s’est produite sur le marché EPEX SPOT en Belgique à 13 heures, et à 14 heures le même jour, sur le marché EPEX SPOT en Allemagne, le prix était nul.

   Ces prix horaires en Belgique et en Allemagne s’expliquent en grande partie par la forte production d’énergie renouvelable, tant éolienne que photovoltaïque.

   Dans le cas de la France, les heures avec un prix négatif correspondent à une augmentation de la production éolienne.

   Les prix à terme de l’électricité pour le trimestre suivant ont à nouveau enregistré une hausse généralisée sur tous les marchés analysés par exemple dans la base AleaSoft.

   La plus forte augmentation en pourcentage, soit 9,5 %, a été enregistrée sur le marché nordique du NASDAQ.

   Les hausses sur le marché EEX en Espagne et le marché OMIP en Espagne et au Portugal, ainsi que sur le marché ICE dans les pays nordiques, ont également été notables, avec des augmentations de plus de 7,1 %. Dans les autres marchés, les augmentations ont varié entre 1,6 % et 4,9 %.

   La Banque d’Espagne a publié ces jours-ci (août 2021) un rapport sur le marché espagnol de l’électricité

   Pourquoi la hausse

   La Banque d’Espagne estime qu’environ 70 % de la forte augmentation des prix de gros de l’électricité cette année est due à l’augmentation des droits d’émission de CO2 (ils deviennent plus chers dans une tentative de l’UE de réduire l’utilisation des combustibles fossiles) et du gaz, matière utilisée par les centrales à cycle combiné que l’Espagne a choisi temporairement pour sa transition

   Evolution quotidienne des droits d’émission

   L’institution attribue environ un tiers de l’augmentation du prix de l’électricité à l’IPC interannuel harmonisé de l’Espagne, un impact bien supérieur à celui enregistré dans la zone euro et dans ses principales économies, où l’évolution des prix de gros de l’électricité ont été similaires à l’espagnol.

   Une plus grande remise aux détaillants

   Selon la Banque d’Espagne, l’explication de ces différences réside dans le système de fixation des prix de détail de l’électricité sur d’autres marchés européens par rapport à la méthodologie espagnole.

   Après avoir rappelé que les prix de gros de l’électricité ont presque doublé au premier semestre, la Banque d’Espagne attribue près de 20 % de cette augmentation à la hausse des prix observée à la même période sur des droits d’émission de CO2, dont l’effet impacte directement les coûts de production d’électricité à cause des technologies utilisant des combustibles fossiles, qui ne sont qu’une transition.

   L’institution souligne que la majeure partie de la hausse des prix de gros de l’électricité, environ la moitié, est due à la hausse des prix du gaz post-reprise au cours de la même période (alors qu’ils étaient en chute libre l’an passé). En prenant comme référence l’indice des prix de cette matière première sur le marché ibérique, la hausse des prix du gaz se serait traduite par une hausse d’environ 20,9 euros/MWh du prix de gros de l’électricité entre décembre 2020 et juin 2021.

   « La hausse du coût des permis d’émission de CO2 explique un cinquième de la hausse des prix de gros de l’électricité, tandis que la hausse des prix du gaz en représente la moitié, soit 19,6 et 50,3 points de pourcentage, respectivement », indique la Banque d’Espagne qui analyse le rôle des droits d’émission de CO2 et des prix du gaz dans le rebond des prix de l’électricité.

   La taxe de fabrication

   En outre, rappelle la Banque, les entreprises transfèrent généralement, dans une plus ou moins grande mesure, sur le prix offert sur le marché de gros, la taxe sur la valeur de la production d’énergie électrique, qui prélève 7% sur la valeur de la production de toutes les centrales.

   Compte tenu de l’augmentation de l’assiette fiscale, la Banque d’Espagne estime que jusqu’à 6,9 points de la hausse des prix de l’électricité pourraient s’expliquer par l’impact de cette taxe.

   Dans son analyse, elle explique que les prix les plus bas sont ceux offerts par les centrales nucléaires, hydrauliques, éoliennes et solaires, tandis que les prix les plus élevés et, par conséquent, satisfaisant à la demande résiduelle, sont ceux offerts par les centrales hydrauliques et les centrales thermiques à combustible fossile.

   « Malgré la forte augmentation de la production à partir de sources renouvelables, il est encore nécessaire de recourir fréquemment aux centrales thermiques à combustibles fossiles, c’est pourquoi ces générateurs ont tendance à exercer une certaine pression à la hausse sur le prix d’adéquation du marché ».

   Tout au long de 2019 et au début de 2020 cependant, le prix de gros de l’électricité a affiché une tendance à la baisse en raison de l’augmentation de la production des sources d’énergie renouvelables et, en partie, en raison du gaz moins cher.

   Avec le début de 2021, l’arrivée de la tempête Filomena a temporairement poussé les prix de gros de l’électricité à des niveaux très élevés, même si en février, rappelle l’institution, « il y a eu un retournement rapide en raison de la forte production des centrales hydroélectriques et de la prévalence des conditions atmosphériques qui ont favorisé une augmentation de la production des centrales éoliennes ».

   Un aperçu du passé

   La Banque d’Espagne précise que « habituellement, l’énergie électrique a tendance à devenir moins chère au printemps en raison de la confluence de différents facteurs. Du côté de l’offre, la production des centrales hydroélectriques est plus élevée à cette période de l’année, car le volume d’eau stocké l’est aussi. De plus, la demande a tendance à diminuer en cette période pour des raisons saisonnières.

   Ainsi, la hausse « atypique » des prix de l’électricité de cette année est due, en grande partie, à la pression à la hausse que la technologie du cycle combiné exerce sur l’ajustement quotidien des prix.

   D’une part, cela est dû à l’augmentation significative du prix du gaz.

   Mais, en plus et d’autre part, à l’augmentation des droits d’émission de gaz à effet de serre associée à la production d’électricité dans les centrales à cycle combiné.

   Tout cela a eu un impact sur les prix du marché de détail

   Volatilité plus élevée

   Selon la Banque, l’Espagne affiche « une volatilité plus élevée » que les principales économies de la zone euro dans le prix final de l’électricité supporté par le consommateur domestique.

   Bien que les forfaits élimineraient l’incertitude quant à d’éventuelles évolutions des prix, ils incorporeraient une prime pour l’élimination du risque qui se traduirait par des prix plus élevés.

   Au contraire, explique la Banque, les tarifs dynamiques offrent des prix globalement plus bas sur la durée en échange du transfert de la volatilité du prix final à payer au consommateur

   https://www.bde.es/f/webbde/SES/Secciones/Publicaciones/PublicacionesSeriadas/DocumentosOcasionales/21/Fich/do2120.pdf

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4. En complément des spécificités du marché espagnol, analyse de la base de données et prévisionnelle AleaSoft qui précise plus globalement sur tous les pays européens l’impact des prix du gaz et du C02 et qui démontre, chiffres à l’appui, que la production éolienne et solaire en Espagne n’est pas en cause, elle a plutôt mieux joué son rôle que dans d’autres pays européens

   « Les hausses de prix sur les marchés au comptant et à terme de l’électricité se sont poursuivies au cours de la deuxième semaine d’août, à nouveau tirées par les prix du gaz et du CO2, qui sont à des sommets historiques »

   Les Pays-Bas ont atteint le prix quotidien le plus élevé depuis au moins six ans (là aussi en rien à cause des renouvelables)

   La production d’énergie solaire a augmenté au cours de la semaine du 9 août sur la plupart des marchés européens par rapport aux sept jours précédents. Les marchés de la France et de l’Allemagne ont connu les plus fortes hausses, 33 % et 29 % respectivement, alors que l’Italie enregistrait une hausse de 3,3 %. En Espagne, il y a eu une baisse de 19% et au Portugal, il y a eu une légère baisse de 0,1%

   La production d’énergie éolienne a baissé de manière généralisée sur les marchés de l’électricité du continent européen durant les journées du 9 au 15 août par rapport à la même période de la semaine précédente.

   Les baisses les plus significatives se sont produites sur les marchés d’Italie, de France et du Portugal où la production avec cette technologie est tombée entre 49% et 58%. En Italie, la baisse a été de 25 % et en Espagne de seulement 19 %.

   L’éolien comme le solaire en Espagne ont donc plutôt bien joué leur rôle et l’éolien s’est ensuite repris fortement, y compris plus généralement en Europe.

   Pour la semaine du 15 août, la production d’énergie éolienne a augmenté sur tous les marchés européens et cette augmentation a été prévue considérable sur les marchés de la péninsule ibérique, selon les prévisions de production d’énergie éolienne d’AleaSoft.

   Demande d’électricité

   Dans la semaine du 9 août, la demande d’électricité a augmenté sur la plupart des marchés européens par rapport à la semaine précédente. La canicule qui a frappé le sud de l’Europe a favorisé ces reprises. Ce phénomène causé par l’anticyclone subtropical Lucifer a déclenché des températures en Espagne, où le record historique maximal a été enregistré pour un observatoire du réseau principal de l’Agence météorologique de l’État (AEMET), qui était de 47,2 °C à 17h10 le samedi 14 août à la municipalité de Montoro, en Andalousie, au-dessus du précédent record de la capitale Cordoue, de 46,9 °C le 13 juillet 2017. Ces températures élevées ont été les principales causes de l’augmentation de la demande sur 4,1% du marché espagnol. En l’absence de confirmation de l’Organisation météorologique mondiale, jeudi 12 août, le record européen de température maximale de 48,8 °C a été enregistré en Sicile, en Italie, dépassant les 48,0 °C enregistrés à Athènes, en Grèce, le 10 juillet 1977.

   L’augmentation des températures a été le facteur le plus influent dans les augmentations de la demande sur les marchés de Grande-Bretagne, de France et de Belgique, qui se situaient entre 1,0 % et 4,0 %. Comme pour le reste des marchés, en Allemagne et au Portugal, les baisses ont été inférieures à 1,0 %.

   Au cours de la semaine du 9 août, les prix moyens des marchés européens de l’électricité analysés chez AleaSoft ont augmenté par rapport à la semaine précédente.

   La plus forte augmentation a été enregistrée sur le marché EPEX SPOT de la France, qui était de 39%, suivi par l’augmentation du marché EPEX SPOT de la Belgique, de 33%.

   Le marché où les prix ont le moins augmenté est le marché britannique N2EX, avec une augmentation de 2,8%. Sur le reste des marchés, les prix ont augmenté entre 9,1% sur le marché IPEX en Italie et 22% sur le marché Nord Pool des pays nordiques.

   Les causes fondamentales de l’augmentation des prix sur les marchés de l’électricité restent les prix élevés du gaz et du CO2, auxquels s’ajoutent la canicule qui a touché le sud de l’Europe, qui a augmenté la demande dans certains pays

   https://aleasoft.com/es/subidas-precios-maximos-historicos-mercados-energia-europeos-hasta-mitad-agosto/

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5. Je lis qu’en Espagne Le 12 août, il a battu un record en atteignant 115,83 euros par mégawattheure.

   Et sur ma facture EDF j’ai 121,5 € le MWh HT ! Je croyais que le nucléaire nous produisait l’électricité la moins cher d’Europe ! Alors que l’on est dans la moitié où le prix de l’électricité est la plus élevé !

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6. Les espagnols ont mis l’ extrême gauche au pouvoir……..Et bien voilà.

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