L'Espagne est clairement à la tête de l'Europe sur le marché des «Megantratos» pour la vente de lumière pour les grandes entreprises des usines d'énergie renouvelable. Le pays est un leader à la fois en nombre d'accords de vente d'énergie, par volume d'électricité engagé et parce que ici les contrats à des prix moyens inférieurs sur l'ensemble du continent sont signés. En pleine volatilité du marché de l'électricité et battu par cannibalisation par le «boom» des usines solaires, les prix de ces grands contrats continuent de baisser. À tel point que cela fait sauter les alarmes dans le secteur, car il est déjà un risque de rentabilité des installations et de capturer de nouveaux investissements verts.
Ces types de contrats, appelés dans le secteur comme PPA (Accord d'achat d'électricité), sont signés entre la production d'électricité et les grandes entreprises pour garantir l'offre d'électricité pendant dix ou quinze ans à un prix stable. L'objectif est que le prix n'est pas directement marqué à tout moment en raison de la volatilité du marché de l'énergie, bien qu'il soit conditionné par la situation du secteur.
Le prix moyen de l'APP espagnol pour la vente de l'électricité généré par l'énergie solaire a chuté au deuxième trimestre de cette année à 34 euros par mégavatio (MWH), 8% de moins que au premier trimestre de l'année (37 euros par MWH) et près de 12% de moins qu'il y a un an (38,5 euros par MWH), selon le dernier rapport de ce type d'énergie, le manager de la plate-forme technologique plus large de la plate-forme technologique de niveau de niveau de niveau de niveau, de gestionnaire de la plate-forme technologique plus large de la plate-forme technologique plus large de la plate-forme technologique de niveau de niveau de niveau, du manager de la plate-forme technologique plus large de la plate-forme technologique plus large de l'énergie de niveau, du manager, de la plate-forme technologique plus large de la plate-forme technologique plus large de l'énergie de niveau, de Gestion de contrat. La société avertit même que les solaires PPA sont négociés sur le marché espagnol à des prix encore plus bas, dans l'environnement des 30 à 32 par MWh.
« Le secteur du photovoltaïque espagnol continue de faire face à des changements drastiques sur le marché de l'énergie du pays, avec une cannibalisation croissante des prix de l'énergie solaire, des restrictions et une augmentation des prix volatils et négatifs, qui entrave tous les prix de la collecte des projets et la rentabilité des accords d'achat d'énergie », explique Levelten. « Compte tenu de l'inflation qui s'est produite au cours des quatre dernières années, ces prix peuvent être difficiles à croire. Mais, en fin de compte, les préoccupations du marché mentionnées ci-dessus freine collectivement les prix de capture des actifs solaires en Espagne. »
L'Espagne a systématiquement enregistré les prix PPA les moins chers en Europe – il est toujours maintenant, avec beaucoup de différence – en particulier à l'offre croissante d'énergie des énergies renouvelables sur le marché national. La production élevée des énergies renouvelables en général et en particulier le boom des nouvelles usines solaires fait, en même temps, que le nombre d'heures dans lesquelles le marché en gros de l'électricité marque les prix de démolition des marques, avec une avalanche de prix négatifs et des prix à zéro euros en zéro euros dans les heures centrales de la journée, ce qui affecte l'APP en raison des problèmes de développeurs solaires pour fixer le prix.
Du secteur renouvelable, l'impact sur les activités de cette cannibalisation des prix électriques est alerté. La cannibalisation parce que c'est la grande croissance des énergies renouvelables qui rend précisément la rentabilité des plantes vertes – réelles et futures – être menacées par la baisse des prix électriques et aussi celle qui peut finir par paralyser les investissements dans de nouveaux développements. « Il y a un énorme approvisionnement solaire excédentaire en Espagne. Comme le marché est orienté vers les actifs hybrides et l'énergie éolienne, les prix PPA purement solaires doivent refléter sa valeur perçue dans ce contexte plus large et ces changements de marché continus. »
Record des heures à des prix négatifs
Le prix de l'électricité est très souvent enregistrant des niveaux de démolition authentiques. Le marché quotidien en gros, dans lequel l'électricité et Commerçants Ils achètent et vendent l'électricité qui sera consommée le lendemain, marque des prix différents pour chaque heure de la journée et ces derniers mois, le nombre d'heures avec des prix négatifs avant et aussi après la grande panne que le pays a été déclenchée a été déclenchée.
Le marché de l'électricité, également connu sous le nom de pool, fixe les prix toutes les heures grâce à un système marginaliste, ce qui fait la dernière et le plus confronté la technologie nécessaire pour répondre à la demande marque le prix de toutes les autres. Dans des moments de beaucoup d'électricité et de faible production de demande, une concurrence féroce pour ne pas rester en dehors du marché pousse de nombreuses usines de production à effondrer les prix au point de payer pour placer son électricité, au lieu de le facturer.
Jusqu'à présent cette année, il y a déjà eu un total de 480 heures avec des prix négatifs, doubler les heures inférieures à zéro euros qui ont été atteintes l'année dernière. Entre janvier et début août, un total de 172 heures à zéro prix s'est également accumulé sur le marché quotidien, en dessous des niveaux de prix nuls qui ont été atteints l'année dernière en raison de l'extension des moments où les entreprises décident de verser pour renverser leur production d'électricité sur le réseau, selon les archives du marché de l'énergie ibérique (OMIE) et de l'électricité électrique de l'Espagne (Ree).
Le coût supplémentaire de post-inagon
À la volatilité du marché électrique, l'impact sur le prix final de l'électricité des mesures spéciales pour éviter une autre panne de courant est ajoutée. Red Eléctrica de España (REE), l'opérateur du système électrique, lancé juste après les grands mécanismes renforcés de la panne de courant pour éviter le risque de répétition. Des mesures qui sont encore appliquées trois mois après le «zéro électrique» historique et pour lequel il n'y a pas de date spécifique pour les laisser utiliser. La formule choisie pour donner une robustesse supplémentaire au réseau consiste à arrêter l'utilisation des énergies renouvelables et à prévaloir l'utilisation des énergies traditionnelles, ce qui implique un coût supplémentaire dans le prix final de l'électricité et une augmentation de la réception légère de millions de maisons.
Red Eléctrica utilise les «restrictions techniques», depuis le lendemain de la grande panne de courant, un mécanisme qui permet à l'opérateur d'intervenir le marché de l'électricité afin que des usines de production d'énergie plus traditionnelles soient disponibles pour produire de l'électricité ces jours-ci, des usines de gaz et hydroélectriques central singulièrement.
Les services d'ajustement du marché, qui reflètent le coût de la pression de l'entrée de cycles combinés – les centrales qui brûlent le gaz pour produire de l'électricité – pour stabiliser le système, ont tiré. Et la décision de renforcer le fonctionnement du système électrique après la panne et de prioriser l'utilisation des usines de gaz renouvelable a un coût supplémentaire qui ajoute au prix marqué par le marché électrique quotidien.
Les coûts provisoires du système électrique en juillet en juillet dernier étaient de 16,15 euros par MWh, ce qui double pratiquement les niveaux d'il y a un an (8,19 euros par MWh en juillet 2024). De janvier à juillet, ces montants étaient en moyenne de 16,87 euros par MWh, 46% de plus de 11,53 € / MWh enregistrés au cours de la même période de l'année dernière, selon le dernier rapport mensuel du consultant Grupo Ase. « L'élévation des coûts du système pourrait être maintenue au cours des prochaines années, en réponse à la politique de sécurité de l'électricité de l'Espagne (REE) pour donner plus de stabilité au système après la panne du 28 avril grâce à une plus grande utilisation des cycles de gaz combinés (GCC) », prévient les analystes du consultant.
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