fr.wedoany.com Rapport : Le ministère espagnol de la Transition écologique a approuvé en août dernier le plan d'extension des investissements du réseau de transport de Red Eléctrica, d'un montant total de 615 millions d'euros, destiné à l'acquisition de nouveaux dispositifs antiapagones. Cette décision a été adoptée malgré l'opposition de la Commission nationale des marchés et de la concurrence (CNMC) et des principales associations du secteur énergétique, qui estiment que cet investissement constitue un traitement de faveur envers l'opérateur du système électrique.
Cet investissement, présenté comme la troisième extension du Plan de développement du réseau de transport d'électricité 2021-2026, fait suite à la panne d'électricité généralisée survenue en Espagne le 28 avril 2025. Red Eléctrica indique que la capacité de raccordement photovoltaïque, principalement située dans les communautés d'Estrémadure, d'Andalousie et de Castille-La Manche, a dépassé son périmètre de contrôle, ces régions étant précisément à l'origine de la panne, d'où la nécessité de nouveaux équipements de contrôle de tension. L'investissement initialement déclaré s'élevait à environ 607 millions d'euros ; après une audience publique restreinte, le montant final approuvé est de 615 millions d'euros, le ministère de la Transition écologique n'ayant pas retenu les recours des parties concernées.
La composition détaillée de l'investissement en équipements est la suivante : l'ajout de 4 e-STATCOM, pour un coût de 366 millions d'euros ; l'ajout de 8 réacteurs à commande magnétique (MCSR) ainsi que d'une deuxième sous-station (E/S) à Ciudad Rodrigo, afin d'améliorer l'efficacité des MCSR, pour un coût de 143 millions d'euros ; l'ajout d'un groupe de 20 réacteurs, d'une capacité unitaire de 100 à 150 mégavars (MVAr), pour un coût de 75 millions d'euros ; le remplacement intégral des réacteurs à haute criticité, pour un coût de 10 millions d'euros ; et la mise en œuvre des actions contenues dans le MAP du plan 2021-2026, pour un coût de 13 millions d'euros.
Plusieurs associations professionnelles ont fait valoir dans leurs recours que cet investissement manquait de justification, dans la mesure où d'autres centrales d'énergie renouvelable et de stockage auraient pu fournir les mêmes services de contrôle dynamique de tension à un meilleur prix, sans avoir eu la possibilité d'y participer. Des associations telles que Aelec et Aepibal ont mentionné que les installations existantes, comme les centrales hydroélectriques et les stations de pompage-turbinage, disposent déjà de capacités de contrôle de tension et pourraient installer de manière compétitive des équipements pour atténuer les oscillations ; UNEF et AEE ont quant à elles clairement indiqué que ne pas offrir d'options aux autres technologies va à l'encontre des principes de primauté du marché et de concurrence prônés par l'Europe ; l'association du stockage d'énergie Aepibal a souligné que les batteries de stockage n'ont pas non plus eu accès à ce service, l'option ayant été accordée exclusivement à Red Eléctrica.
Il convient de noter que cette extension d'investissement n'inclut pas un autre projet d'environ 800 millions d'euros portant sur huit compensateurs synchrones, dont certaines unités sont déjà en cours de réalisation. Si l'on cumule les deux, les nouveaux investissements de Red Eléctrica dans le contrôle des oscillations et de la tension du réseau avoisineraient 1,5 milliard d'euros.
Concernant cette demande, la Commission nationale des marchés et de la concurrence (CNMC) a émis des réserves dans un rapport daté de juin. Le rapport indique que Red Eléctrica devrait fournir des prévisions des problèmes de tension détectés et attendus dans chaque région, les ressources disponibles et planifiées dans chaque cas, ainsi que la capacité et le délai de ces ressources à résoudre les problèmes concernés. Le régulateur a également averti que si cet investissement n'était pas exécuté dans le temps restant de la période de planification actuelle, il pourrait engendrer des problèmes de financement pour la prochaine planification 2025-2030, car il serait intégré au nouveau document de planification et dépasserait le chemin d'investissement maximal autorisé de 343 millions d'euros.
Selon l'analyse économique de cette mesure, en matière de stabilité oscillatoire, en l'absence de ces équipements, il serait nécessaire de maintenir les groupes à cycle combiné connectés au réseau pour fournir l'amortissement, avec un coût supplémentaire estimé entre 70 et 200 millions d'euros par an, tandis que le coût annuel des e-STATCOM prévus sur leur durée de vie de 25 ans est d'environ 31 millions d'euros. En matière de contrôle dynamique de tension, l'installation des réacteurs série à commande magnétique pourrait réduire la production thermique pour faire face aux contraintes techniques, permettant des économies annuelles maximales de 150 à 160 millions d'euros. En matière de contrôle statique de tension, le coût unitaire des nouveaux réacteurs est d'environ 0,72 euro/MVAr-h, nettement inférieur au coût des contraintes techniques de 190 à 200 euros/MVAr-h du mécanisme de raccordement conventionnel de la production ; cette série de réacteurs devrait permettre de réduire d'au moins 15 % le coût des contraintes techniques liées au contrôle statique de tension, ce coût ayant atteint 672 millions d'euros en 2025.
La CNMC a reconnu l'analyse économique susmentionnée, mais a demandé à Red Eléctrica d'inclure une comparaison avec les énergies renouvelables, demande qui n'a pas été retenue. Le ministère de la Transition écologique a approuvé le relèvement du plafond d'investissement du réseau, et l'impact ultérieur de cette décision sur les factures d'électricité des consommateurs reste à observer. Ces informations ont été divulguées par le média spécialisé espagnol dans le secteur de l'énergie, El Periódico de la Energía.
