Le système électrique espagnol s’est-il découplé du gaz naturel ?
La fermeture du détroit d’Ormuz à la suite de l’escalade du conflit en Iran a fait flamber les prix du gaz naturel à travers l’Europe. Les prix spot du TTF (le point d’échange virtuel néerlandais pour le gaz naturel) ont augmenté de 62 % entre fin janvier et la mi-mars 2026. Dans la plupart des marchés européens, les prix de l’électricité ont suivi. L’Allemagne, la Belgique et les Pays-Bas ont vu les prix day-ahead (DA) évoluer en parallèle du TTF sur cette période. Dans ces cas, les revenus des BESS peuvent augmenter grâce à des écarts journaliers plus larges. Cependant, le marché day-ahead espagnol a à peine réagi, sauf entre le 5 et le 12 mars.
Cette divergence a alimenté une idée de plus en plus répandue : le système électrique espagnol se serait découplé du gaz naturel. Les renouvelables dominent l’ordre de mérite day-ahead. Les centrales à cycle combiné gaz (CCGT) sont de plus en plus absentes de la programmation. Mais le prix day-ahead ne raconte pas toute l’histoire.
L’Espagne ne s’est pas totalement découplée du gaz naturel. Si les CCGT sont rarement retenues sur le marché day-ahead, elles réintègrent le système via le marché des restrictions techniques (restricciones técnicas, ou TTRR). Ce mécanisme a représenté 78 % de toute la production CCGT entre janvier 2025 et mars 2026. Cela s’est accentué après le blackout ibérique du 28 avril. Le coût de ces restrictions techniques est répercuté sur tous les consommateurs, et il est fortement corrélé aux prix du gaz naturel. Alors que la crise du détroit d’Ormuz fait grimper les prix du gaz, les consommateurs espagnols y sont exposés via un canal qui n’apparaît pas dans le marché day-ahead.
Dans cette analyse, nous examinons :
- Pourquoi les prix day-ahead espagnols semblent découplés du gaz alors que ce n’est pas le cas ailleurs en Europe
- Comment les CCGT réintègrent le système via le marché des restrictions techniques
- Le lien direct entre prix du gaz naturel et coûts des restrictions techniques
- L’impact de ces restrictions sur le prix final de l’électricité en Espagne
Pour plus d’informations sur ce sujet, contactez l’auteur - paulo@modoenergy.com
La corrélation entre prix du gaz et de l’électricité dépend de l’entrée des CCGT sur le marché day-ahead
Sur le marché day-ahead espagnol, les CCGT sont de plus en plus écartées de l’ordre de mérite. Cependant, lorsque les CCGT sont retenues dans le marché day-ahead, les prix du gaz et de l’électricité évoluent généralement ensemble. Le prix spot du TTF et le prix day-ahead espagnol montrent un couplage net les jours où les CCGT entrent dans le système via le day-ahead. Les jours sans programmation des CCGT, la corrélation passe de 0,78 à 0,68, et les prix day-ahead restent bien en dessous des niveaux équivalents au gaz. Les prix de l’électricité sont alors dictés par la disponibilité de l’hydroélectricité, du solaire et de l’éolien.
Entre le 22 janvier et le 22 mars 2026, seules 21 journées sur 55 ont vu une quelconque production CCGT sur le marché day-ahead. Lors de ces 21 jours, la production moyenne des CCGT n’était que de 101 MW. L’indice spot day-ahead variait de 39 à 159 sur cette période, alors que l’indice TTF restait entre 78 et 162. Les jours sans programmation CCGT, les prix day-ahead tombaient fréquemment bien en dessous des niveaux équivalents au gaz.
C’est pourquoi le marché day-ahead espagnol semble immunisé contre le choc des prix du gaz lié au détroit d’Ormuz. Le gaz ne fixe pas le prix marginal, mais cela ne signifie pas que le système espagnol y est insensible.
Les CCGT entrent toujours dans le système via le marché des restrictions techniques
Le marché des restrictions techniques intervient après le marché day-ahead, afin d’assurer la fiabilité du réseau. En pratique, Red Eléctrica programme des CCGT pour garantir la sécurité du système, en fournissant un soutien de tension, des réserves de fréquence et une production thermique minimale dans certaines zones du réseau.
Entre janvier 2025 et mars 2026, la production CCGT moyenne programmée via le marché day-ahead était de 598 MW par jour. Sur 34 % des jours, aucune capacité CCGT n’était programmée. La production solaire et éolienne, combinée au nucléaire de base et à la flexibilité hydraulique, suffisait à couvrir la demande sans gaz.
Après le passage du marché des restrictions techniques, le tableau change radicalement. La production moyenne des CCGT dans le Programa Viable Provisional (PVP), qui reflète la programmation après restrictions techniques, était de 2 770 MW – soit 4,6 fois plus que le chiffre day-ahead. Les restrictions techniques ont ajouté 78 % de toute la production CCGT sur cette période.
Cela explique pourquoi le prix day-ahead espagnol semble déconnecté du gaz. Le marché day-ahead se règle en grande partie sans CCGT, donc le prix marginal est fixé par d’autres technologies. Mais le volume réel de production au gaz sur le système est bien supérieur à celui suggéré par la programmation day-ahead.
Comment les prix du gaz naturel influent-ils sur le coût des restrictions techniques ?
Les offres des CCGT sur le marché des restrictions techniques suivent de près le prix du TTF, car elles sont basées sur leurs coûts d’opportunité, eux-mêmes très liés au coût du combustible. Entre le 22 janvier et le 19 mars 2026, les prix spot indexés du TTF et les offres CCGT indexées sur le TTRR étaient fortement corrélés. Quand les prix du gaz augmentaient, les offres CCGT suivaient quasiment à l’identique.
Le coût journalier des restrictions techniques CCGT (TTRR) sur cette période oscillait entre 9 et 29 M€. Le coût total dépend de deux facteurs : le prix de l’offre, dicté par le gaz, et le volume de production CCGT appelé via les restrictions techniques, dicté par les besoins du réseau.
Alors que la crise du détroit d’Ormuz faisait grimper les prix du TTF en mars 2026, le coût journalier des TTRR CCGT est passé d’environ 12 M€ début mars à 29 M€ à la mi-mars. Cette hausse est survenue alors même que les prix day-ahead restaient bas. Le choc gazier, apparemment absent du marché day-ahead espagnol, arrivait en réalité via le canal des restrictions techniques. Cependant, le coût total pour les consommateurs aurait été nettement plus élevé si les CCGT étaient entrées sur le marché day-ahead et avaient fixé le prix.
Les restrictions techniques ont un coût, surtout quand le prix day-ahead est bas
Le processus des restrictions techniques ajoute un coût supplémentaire au prix final de l’électricité payé par les consommateurs. Entre janvier 2025 et mars 2026, la composante hebdomadaire TTRR du prix final de l’électricité variait de 2,1 à 25,2 €/MWh. En moyenne, elle représentait 20 % du prix final. Mais cette moyenne masque de fortes variations.
La part des restrictions techniques est inversement liée au niveau du prix day-ahead. Les semaines où la composante day-ahead dépassait 80 €/MWh, la part TTRR était généralement inférieure à 15 %. Mais quand le prix day-ahead tombait sous 25 €/MWh, la part TTRR explosait. La semaine du 15 mars 2026, la composante day-ahead était en moyenne de seulement 6,2 €/MWh, tandis que la composante TTRR atteignait 23,3 €/MWh, soit une part TTRR de 75 %.
Les prix « bas » visibles sur le marché day-ahead ne se traduisent donc pas totalement par des prix finaux faibles pour les consommateurs. Le coût des restrictions techniques agit comme un plancher, maintenu par le besoin de production CCGT indépendamment du niveau de production renouvelable.
L’exposition au gaz de l’Espagne est cachée, pas disparue. Le stockage peut-il en profiter ?
Le marché day-ahead de l’électricité en Espagne s’est partiellement découplé du gaz naturel. Les renouvelables dominent de plus en plus l’ordre de mérite et les CCGT sont absentes du day-ahead plus d’un tiers du temps. C’est pourquoi le prix day-ahead espagnol n’a pas suivi la flambée du TTF provoquée par la crise du détroit d’Ormuz, contrairement à l’Allemagne, la Belgique ou les Pays-Bas.
Mais le découplage sur le marché day-ahead ne signifie pas découplage du prix final. Le marché des restrictions techniques réintroduit la production au gaz, et son coût est répercuté sur les consommateurs. Lorsque les prix day-ahead sont bas, la part TTRR peut représenter jusqu’à 75 % du prix final de l’électricité.
Pour les acteurs du marché, les décideurs et les consommateurs, le prix day-ahead ne reflète qu’imparfaitement le coût réel de l’énergie en Espagne. Tant que le réseau restera dépendant des CCGT pour les services de sécurité, le gaz naturel continuera d’influencer le prix final de l’électricité, même dans un système de plus en plus alimenté par les renouvelables. La crise du détroit d’Ormuz agit comme un test de résistance : le marché day-ahead espagnol l’a passé, mais pas le prix final de l’électricité.
Pour les investisseurs BESS, le fait que les CCGT soient rarement retenues sur le marché day-ahead signifie que le BESS ne peut pas profiter des hausses d’écarts lors des pics de prix du gaz naturel. Cependant, il existe une réelle opportunité pour le stockage de participer et de capter des revenus sur le marché des restrictions techniques, qui verra ses prix augmenter avec ceux du gaz naturel.
