Le Brexit réduit les échanges sur les interconnexions GB-Irlande alimentant les prix de l’électricité

La sortie de la Grande-Bretagne de l’UE a entraîné une réduction des échanges sur les interconnexions électriques entre la Grande-Bretagne et l’Irlande et augmenté la fréquence des prix extrêmes, a déclaré le cabinet de conseil EnAppSys.

Le marché britannique de l’électricité a quitté le marché intérieur de l’énergie de l’Union européenne (IEM) après la fin de la période de transition du Brexit le 1er janvier 2021. Dans le cadre de l’accord de retrait entre le Royaume-Uni et l’UE, le protocole de l’Irlande du Nord garantit que le le marché unique de l’électricité (SEM) de l’île d’Irlande resterait intact.

Cependant, l’effet du marché britannique de l’électricité quittant l’IEM a toujours entraîné une diminution de l’utilisation des interconnexions du SEM qui le relient à la Grande-Bretagne, a déclaré EnAppSys dans une note envoyée par courrier électronique.

L’utilisation moyenne en janvier était d’environ 350 MW, contre 500 MW avant le Brexit. Le chiffre de janvier était le niveau typique lorsque l’un des interconnexions a subi une panne avant que la Grande-Bretagne ne quitte l’IEM.

EnAppSys a déclaré que cette utilisation réduite avait conduit à une augmentation de la fréquence des prix extrêmes à mesure que la liquidité diminuait.

«Avant le Brexit, le SEM était couplé à l’IEM via les deux interconnecteurs vers GB, via une vente aux enchères commune le lendemain qui s’est déroulée à 11 heures le lendemain», a déclaré le directeur d’EnAppSys Phil Hewitt mentionné. Cela garantissait que si les prix étaient plus élevés au SEM qu’en GB, l’énergie passerait du GB au SEM pour réduire les prix pour les consommateurs au SEM et vice versa », a-t-il ajouté.

Avec GB quittant l’IEM, les deux marchés ne sont plus couplés entre les deux interconnexions qui relient les deux îles – l’île de GB et l’île d’Irlande – pour l’enchère commune de 11 heures du matin, a-t-il déclaré.

«Les interconnexions ne participant plus à cette enchère, le pool de liquidité est donc réduit, aussi bien sur le marché SEM que sur le marché GB. Cela signifie que les prix sur les deux marchés seront plus extrêmes car ils ne partagent plus l’énergie au stade de la veille », a déclaré Hewitt, ajoutant que pour l’enchère de 11 heures du matin, 11 des 14 prix les plus élevés jamais vus se sont produits depuis la Grande-Bretagne. a quitté l’IEM avec une valeur de pointe de 500 € / MWh équivalent à 50c par unité de kWh.

«De plus, comme il y a moins de volume que de capacité dans les enchères intrajournalières IDA1 et IDA2, qui sont désormais les seules enchères qui déterminent les flux d’interconnexion entre GB et le SEM, cela signifie que les interconnexions sont moins utilisées. À son tour, cela signifie que le SEM doit avoir accès à plus de production indigène, ce qui peut être plus cher qu’en GB. En outre, lorsqu’il y a du vent en Irlande, il y a moins de possibilités de pousser cet excès d’énergie éolienne sur l’interconnexion vers GB », a déclaré Hewitt.

Selon ce directeur d’EnAppSys, il est probable que la réduction de la capacité à importer de l’énergie moins chère de la Grande-Bretagne ou à exporter de l’énergie moins chère vers la GB entraînera des prix plus extrêmes à l’avenir. « La situation actuelle avec une répartition plus faible que d’habitude sur les interconnexions se poursuivra jusqu’à ce que les acteurs du marché SEM augmentent leur utilisation des enchères IDA1 et IDA2 », a-t-il déclaré, ajoutant: « Cela nécessite également une plus grande participation du côté GB ».