Le ministère de la Transition écologique et du Défi démographique a franchi une étape clé dans le développement du marché de capacité du système électrique péninsulaire. Par la Résolution 14438/2025, les valeurs de la Value of Lost Load (VoLL) et du standard de fiabilité ont été officiellement fixées, conformément au règlement (UE) 2019/943 et à ses réformes les plus récentes.
Qu’a-t-il été approuvé ?
- Valeur de l’énergie non distribuée (VoLL) : 22 879 €/MWh
Il s’agit de l’estimation du prix maximal que les consommateurs sont prêts à payer afin d’éviter des interruptions d’alimentation électrique. Ce paramètre reflète le coût social d’une panne d’électricité.
- Standard de fiabilité : 1,5 heure de perte de charge attendue par an (LOLE)
Il s’agit du niveau de sécurité que l’on cherche à maintenir dans l’approvisionnement électrique. Il représente le nombre d’heures par an durant lesquelles la demande pourrait ne pas être couverte avec les ressources disponibles.
À quoi servent ces paramètres ?
Ces deux éléments constituent des prérequis techniques et réglementaires nécessaires pour justifier et permettre la création d’un marché de capacité. Des simulations énergétiques du futur système (demande, production renouvelable, etc.) sont réalisées afin de déterminer si le standard de fiabilité peut être respecté. En utilisant la VoLL et le coût d’entrée de nouvelles capacités (Cost of New Entry – CoNE), il est possible d’évaluer si le risque de défaillance dépasse le seuil fixé. Dans ce cas, un « problème de couverture » est identifié, ce qui permet de justifier réglementairement la mise en place de mécanismes de capacité.
Il s’agit d’une étape fondamentale dans la transformation du système électrique vers un modèle plus résilient, plus sûr et décarboné.
Comment ces valeurs se comparent-elles à celles adoptées dans d’autres pays européens ?
La Value of Lost Load (VoLL) peut être calculée de manière différenciée selon le type de consommateur (résidentiel, commercial, industriel), la région, voire le profil d’utilisation de l’électricité. Cette approche est courante dans de nombreux pays, notamment pour les évaluations internes ou la planification du système, car l’impact économique d’une coupure de courant varie considérablement selon les utilisateurs concernés.
Cependant, conformément à l’article 11 du règlement (UE) 2019/943, chaque État membre est tenu d’établir une estimation nationale unique de la VoLL. Celle-ci constitue un prérequis réglementaire pour définir le standard de fiabilité et justifier la mise en œuvre d’un mécanisme de capacité. Ainsi, les pays ayant adopté un modèle de marché de capacité publient une seule valeur officielle de VoLL.
La VoLL récemment fixée par l’Espagne à 22 879 €/MWh place le pays dans la fourchette haute européenne, dépassant les niveaux adoptés par des pays comme la France (~17 000 €/MWh), les Pays-Bas (~20 000 €/MWh) et le Royaume-Uni (~20 000 €/MWh équivalent). Cette valeur reflète une approche réglementaire prudente privilégiant la sécurité d’approvisionnement, puisqu’une VoLL plus élevée implique un coût social perçu plus important des interruptions électriques et facilite donc la justification de mécanismes de capacité.
À l’inverse, des pays comme l’Allemagne n’ont pas publié de VoLL officielle unique, ayant choisi de ne pas mettre en place de marché de capacité réglementé. Cette divergence méthodologique illustre la diversité des stratégies adoptées par les États membres de l’Union européenne : certains, comme l’Espagne, s’alignent sur le cadre européen afin de permettre des mécanismes d’aide d’État visant à garantir la fermeté et la flexibilité du système, tandis que d’autres s’appuient davantage sur les signaux du marché ou sur des réserves stratégiques.
Concernant le standard de fiabilité (LOLE), l’Espagne a adopté un seuil de 1,5 heure/an, plus strict que la moyenne européenne, où 3 heures/an sont couramment utilisées en France et au Royaume-Uni, et jusqu’à 4 heures/an aux Pays-Bas. Ce seuil plus bas signifie que le système électrique espagnol devra disposer d’un niveau plus élevé de capacités fermes ou flexibles afin de respecter la marge de sécurité définie.
D’un point de vue technologique, cette configuration réglementaire est particulièrement favorable aux actifs tels que les centrales à cycle combiné gaz (CCGT) performantes, le stockage d’énergie et les mécanismes de réponse à la demande (DSR). Ces technologies devraient bénéficier de mécanismes de capacité bien conçus, car elles apportent de la valeur grâce à leur disponibilité, leur rapidité de réponse et leur capacité de gestion de la charge — des capacités essentielles pour maintenir la fiabilité du système dans les limites de risque définies par le régulateur espagnol.
Et maintenant ?
Bien qu’aucune date précise ne soit mentionnée dans le BOE, la séquence logique est la suivante :
- Les valeurs clés (VoLL et standard de fiabilité) sont désormais établies.
- La prochaine étape sera la publication de l’analyse nationale de couverture (LOLE et ENS projetés selon différents scénarios).
- Étant donné que le processus réglementaire est dans sa phase finale et que la résolution a été publiée le 12 juillet 2025, il est raisonnable de s’attendre à la publication des résultats de cette analyse dans les prochains mois, comme condition préalable à l’approbation définitive du marché de capacité péninsulaire.
Conclusion :
Avec la publication de cette résolution, l’Espagne avance résolument vers la mise en œuvre d’un mécanisme de capacité dans le système électrique péninsulaire, après des années de travaux techniques et réglementaires dans cette direction.
La définition de la valeur de l’énergie non distribuée et du standard de fiabilité constitue une étape clé et nécessaire pour se conformer aux exigences européennes et répondre, de manière structurée, aux défis associés à la transition énergétique.
Si les délais prévus sont respectés, tout indique que l’Espagne pourra enfin disposer d’un marché de capacité apportant davantage de fermeté et de flexibilité au système électrique.
