Pour un consommateur, P>0, Q>0 : inductif, courant en retard sur la tension.

Pour un producteur, j'ai moins l'habitude et surtout faut faire gaffe aux conventions de signe. Dans le post précédent, c'est de la convention générateur : donc P>0 quand on produit.

Pour les unités, W, VA et VAr sont toutes les trois homogènes à un produit tension-courant : V.A
On distingue les unités pour distinguer les puissances active (P en W) réactive (Q en VAr) et apparente (S en VA) et éviter de les additionner connement.

Ce sont les carrés qui s'additionent, comme les distances en 2 ou 3D.

S² = P² + Q²
P=S.fp
Q=S.sin(acos(fp)
fp=cos phi : facteur de puissance

Pas de nouvelle info de mon point de vue mais la conclusion est claire :
"enhancing voltage control procedures and capabilities of all active actors of the electricity system" signifie modifier le grid code pour que les producteurs ENR participent au réglage de tension, plutôt que d'injecter bêtement à cos phi fixe, et faire implémenter ces fonctions aux producteurs ENR existants en plus des nouveaux.

J'ai d'ailleurs retrouvé un article du site Strategic Energy Europe du 24 Juin dernier, qui donne quelques chiffres sur l'augmentation des coûts de production, suite aux demandes de l'instance de régulation espagnole du secteur de l'énergie, la CNMC, d'augmenter les mesures de contrôle de tension et de la fréquence, qui a interdit aux producteurs privés de répercuter ces coûts sur les factures des consommateurs. Ces côuts auraient augmenté en Mai de 84% par rapport à Mai 2024, à 26.5€/MWh.

Ces coûts ne seraient pas inclus dans l'estimation des prix de l'électricité, comme cela serait le cas dans les autres pays européens, ce qui explique probablement pourquoi il y a si peu de dispositifs de contrôle dans le secteur des EnR.

Independent energy suppliers under pressure: alarm over blackout-related cost overruns

The cost of balancing services has soared and the CNMC has prohibited suppliers from passing it on to customers with fixed-price contracts. The president of ACENEL, Javier Colón Cortegoso, warns of the risk to competitive market dynamics if the current rules are not revised.

By Milena Giorgi - June 24, 2025

Since the nationwide blackout, the Spanish electricity system has been operating under a reinforced security mode implemented by Red Eléctrica to ensure dynamic voltage control, after it was detected that certain generating plants were not meeting technical requirements.

This new operational approach has doubled the activation of backup technologies—mainly gas-fired combined cycle plants—and has triggered a sharp rise in balancing service costs: in May, they reached €26.5/MWh, 84% higher than in the same month of 2024.

The National Commission on Markets and Competition (CNMC) responded with a resolution that prohibits energy retailers from passing these extra costs on to more than 20 million fixed-price customers in the liberalised market, arguing that balancing services do not constitute a “regulated component” of the bill, unlike access tariffs, system charges, or the social tariff.

However, for independent suppliers, this decision threatens the viability of their business models.

Javier Colón Cortegoso, president of the Association of Energy Retailers (ACENEL), stated that fixed-price contracts operate with such tight margins that they cannot absorb a cost increase of this magnitude and nature.

“There are current offers listed on the price comparison sites that were already operating at zero margin before the blackout. If you then add a €10/MWh increase in balancing services, you immediately start operating at a loss,” he told Strategic Energy Europe.

An unpredictable and unhedgeable cost

Colón argues that the cost of balancing services is inherently unhedgeable in financial markets—unlike wholesale market prices, which can be covered through standard derivatives.

“There’s no financial instrument to hedge against this risk. Not even large vertically integrated suppliers have it covered—but at least they can compensate internally through their generation assets,” he adds.

He also points out that this lack of protection places smaller players in a critical position: they are forced to offer highly competitive fixed prices to attract customers, yet lack the generation capacity or economies of scale to absorb such shocks.

The inability to pass on these unforeseen, operational—not contractual—costs has led many suppliers to amend contracts with prior notice, as permitted by the Spanish Electricity Sector Act. However, the CNMC warns that such changes cannot be made unilaterally.

The ACENEL president proposes a structural solution: incorporating these costs into the regulated tariff, as is the case in many other European countries, where grid constraint costs are estimated annually and distributed across consumers according to tariff brackets.

“Otherwise, consumers can’t compare offers properly and fixed-price products will disappear as a viable option for new market entrants,” he warns.

Market concentration and declining competition

This situation reinforces a broader trend towards market concentration in the hands of the major energy groups.

“If the model doesn’t change, only Iberdrola, Endesa or Naturgy will be able to continue offering fixed prices. Everyone else will have to move to indexed tariffs or shut down,” Colón states.

While he rules out an immediate wave of closures, he acknowledges that several companies have already begun transferring these costs or renegotiating contracts to avoid financial collapse. One such example is Gana Energía, which—despite serving hundreds of thousands of customers—has had to implement emergency measures.

It is worth noting that Spain is an exception in Europe in how it treats the cost of balancing services, which are not integrated into the regulated tariff structure as they are in most neighbouring countries.

“This was highlighted in a CNMC report,” recalls Colón, who stresses that in other markets these types of costs are distributed among consumers through regulated mechanisms, allowing all players to “compete on equal footing” and avoiding distortions.

In the absence of a revision of the cost-allocation model—particularly in exceptional situations such as the current one—some sector stakeholders warn that market concentration may intensify, reducing diversity of offerings and narrowing the space for competition.

https://strategicenergy.eu/independent-energy-suppliers-blackout/#

En même temps, ça ne doit coûter beaucoup de produire du réactif quand l'actif est à prix négatif, ça doit même rapporter.

Si tu brides ta production de puissance active lors de ces épisodes, tu as autant de capacité onduleur disponible pour faire du réactif, en effet.
Dans tous les cas, REE demande jusqu'à présent aux centrales ENR de produire à cos phi fixe, donc les onduleurs sont dimensionnés pour pouvoir injecter une quantité de réactif non négligleable en plus de la puissance active PV/éolienne crête.

Pour l'investissement, si c'est juste une configuration des onduleurs, ça ne doit pas aller loin.

Un brin d'automatisme tout de même, car on mesure la tension au point d'interco et il faut dispatcher des consignes de réactif aux onduleurs dans la centrale... mais oui, peanuts pour la très grande majorité des cas.
Sur des centrales de taille importante, les équipements et liens de comm existent déjà (centrales de mesures, liens réseau avec les onduleurs pour supervision, automates/SCADA pour supervision et pilotage à distance, etc.).

Avant de renforcer les moyens indépendants de contrôle de la tension et de la fréquence, qui n'existaient pas sur les moyens de production EnR, REE, le responsable du réseau électrique en Espagne, a en tout cas beaucoup plus utilisé les centrales à gaz et nucléaires depuis le blackout, qui avec leurs turbines, les contrôlent naturellement.

Tu m'étonnes. À mon sens, REE sait depuis fort longtemps que le grid code pour les producteurs ENR n'est pas adapté. Ils ne jugeaient probablement pas très élevé le risque d'un black out lié à un manque de moyens de régulation de tension.

Une conséquence, en dehors du fait que les émissions de C02 ont évidemment beaucoup augmenté en Espagne, est aussi que le coût de l'électricité, on le voit sur les prix de gros du marché publiés par RTE, ont aussi beaucoup augmenté en Espagne, le gaz étant une énergie chère...

Et c'est bien triste, car utiliser une partie infime de ce coût en carburant fossile pour mettre à niveau certaines grosses centrales ENR suffirait probablement à fournir assez de réserve pour gérer un évènement tel que celui qui a mené au blackout...

Apparament, ceux qui tentaient il y a quelques mois de capitaliser sur le blackout pour faire avancer une idéologie pro-nucléaire et anti-ENR ont décidé, il y a quelques jours, d'empêcher le gouvernement de corriger le problème par des mesures techniques...

Le décret-loi rejeté par le Congrès des députés constituait la réponse du gouvernement de gauche pour garantir que l'Espagne ne subirait pas une répétition du chaos du 28 avril, lorsque le pays avait été totalement privé d'électricité pendant une dizaine d'heures. La crise avait également affecté le Portugal.

L'objectif était de rendre le système électrique "plus robuste et efficace", avait expliqué le 24 juin la ministre de la Transition écologique, Sara Aagesen. Le plan s'articulait autour d'un renforcement de la supervision, des capacités de contrôle de la tension et d'amortissement des oscillations électriques sur le réseau, un facteur "fondamental" selon la ministre, comme "le stockage, la flexibilité et l'électrification".

https://www.france24.com/fr/europe/20250722-espagne-deputes-rejettent-serie-mesures-nouvelle-mega-panne-%C3%A9lectrique-pedro-sanchez