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  • Nathalie Popiolek

Quel mode de gouvernance des marchés électriques pour faire face aux défis de long terme?

Dernière mise à jour : 2 sept.

Fondé historiquement sur une pratique de planification centralisée des équipements (centrales de production, lignes…) et souvent muni de monopoles légaux, le secteur électrique européen a connu une évolution à la fin des années 1990, sous la double évolution de la technologie et d’orientations politiques et institutionnelles donnant la primauté au marché et à la concurrence. Dans un tel contexte libéralisé, les prix offerts sur le marché de gros par les différents producteurs d’électricité suivent le coût marginal à court terme de leurs centrales, c’est-à-dire pour l’essentiel le coût du combustible (y compris coût du carbone pour les énergies fossiles).

Ce principe selon lequel le prix de gros est calé sur le coût marginal de la dernière centrale appelée pour équilibrer l’offre et la demande ne donne pas un signal prix compatible avec une gestion à long terme du système électrique. En effet les producteurs n’osent pas prendre le risque d’investir dans des moyens fortement capitalistiques (EnR, nucléaire, gaz avec captage du carbone, hydraulique) ou bien dans les équipements de pointe qui ne fonctionnent que quelques heures par an.

De plus, il expose les consommateurs ̶ et l’économie toute entière ̶ à des épisodes prolongés de prix très élevés dus à la volatilité des prix du charbon et du gaz, ce qui remet au-devant de la scène, la géopolitique de l’énergie comme cela fut le cas avec les crises pétrolières de 1973 et de 1979 notamment.


Dans le dernier numéro de la Revue de l’Energie (N°662/Mai-Juin), Olivier Appert signe justement une tribune "Le retour de la géopolitique" en analysant l’impact de la conjoncture internationale (conflit ukrainien, instabilité du Moyen-Orient, montée en puissance de la Chine, etc.) sur les prix de l’énergie et de l’électricité. Il souligne que les tensions sur les prix sont également le reflet de facteurs structurels liés à la politique de libéralisation des marchés.


Concernant le secteur électrique, l’auteur estime que la flexibilité du réseau est devenue un enjeu majeur en Europe notamment et il s’interroge sur la façon de réformer en profondeur la régulation afin de permettre les investissements nécessaires.

"Comment, écrit-il, préserver les avantages d’un marché court terme avec les impératifs de donner des signaux de prix qui permettront aux acteurs d’investir à long terme?" (p.12)

Parmi les solutions de réforme de l’industrie électrique envisagées, il cite en particulier la mise en place d’un acheteur central, et pour la France spécifiquement, il évoque la question de la fixation des prix et celle du mécanisme qui succédera à l’ARENH (Accès régulé à l’électricité nucléaire historique instauré en 2010 par la loi « NOME »).


Ces deux solutions sont justement analysées dans ce même numéro de la Revue via deux articles remarquables: celui de Dominique Finon et Etienne Beeker, "Le modèle d’acheteur central, une réponse aux défauts du marché électrique actuel" (pp.31-45) et celui de Jacques Percebois et Stanislas Pommeret, "Marché de l’électricité: comment faire face aux épisodes de prix extrêmes?" (pp. 47-59).


Article de Jacques Percebois et Stanislas Pommeret

Après avoir rappelé l’impact de l’envolée des prix de gros du gaz et de l’électricité fin 2021-début 2022 sur la structure du Tarif réglementé de vente (TRV) payé par le consommateur final, l’objet de l’article de Percebois et Pommeret est de

"proposer une réforme du marché de gros fondée non plus sur le coût marginal horaire mais sur la moyenne des coûts marginaux avec un mécanisme de compensation pour les centrales qui ne couvriraient pas les coûts variables". (p.48)

Calé sur la moyenne des coûts marginaux, le prix de gros serait donc inférieur au coût marginal de la dernière centrale appelée dans le merit order, ce qui est bon pour le consommateur. En effet, le consommateur français qui bénéficie encore du TRV – environ 67% des consommateurs domestiques en 2022 – verrait le tarif baisser puisque la part du complément marché dans le calcul du TRV serait réduite (voir note ci-dessous).


Note: Pour calculer le TRV, la Commission de régulation de l'énergie (CRE) se base aujourd'hui sur un prix de gros fondé sur les coûts marginaux. Le TRV comprend deux composantes: une part ARENH sur la base de 42€/MWh et une part complément de marché qui tient compte du prix spot.

Avec un prix de gros fixé sur la moyenne des coûts marginaux, les centrales dont le coût marginal est supérieur à la moyenne obtiendraient une compensation pour couvrir le coût de fonctionnement.


Quant aux autres, elles béniraient toujours d'une rente infra-marginale leur permettant en principe de financer leurs coûts fixes. Mais comme cette rente serait inférieure à la situation qui prévaut aujourd'hui, il est possible qu'elle ne soit plus suffisante pour couvrir les coûts fixes. L'exploitant de la centrale aurait alors recours au marché de capacité pour financer ces investissements.


Dans le cas des exploitants de centrales de pointe, qui couvrent difficilement leur coût marginal, le recours aux mécanismes de capacité s’avèrerait nécessaire pour les rémunérer et les inciter à investir dans les équipements de pointe afin qu’ils contribuent à la flexibilité du réseau.


En résumé, un tel dispositif permettrait:

  1. de réduire le prix du marché et par contrecoup le montant du complément marché dans le calcul du TRV (voir note ci-dessous);

  2. permettre à chaque producteur qui ne couvrirait pas son coût marginal d'obtenir une compensation;

  3. et pour ceux qui ne couvriraient pas leur coût moyen de financer les investissements via le marché de capacité.

Cette solution n’est pas sans difficultés. Les auteurs en relèvent trois:

  1. un problème de gouvernance lié à la complexité de la mise en œuvre, notamment pour calculer à chaque heure la moyenne des prix et le montant des compensations – calcul pouvant se faire ex-post –;

  2. un retour à la logique des coûts marginaux lorsque les prix sont bas afin d’éviter de baisser encore le revenu moyen des producteurs et d’octroyer en conséquence des subventions élevées;

  3. la nécessité de généraliser le système à l’ensemble du marché européen – ou du moins à la plaque ouest –. Cela pour deux raisons principales: éviter les effets pervers conduisant à des exportations opportunistes et ne pas déroger à la règle de libre concurrence des directives européennes.

Malgré ces inconvénients, les auteurs concluent sur l’intérêt de la solution dans un contexte où les prix de gros s’envolent afin de limiter la tension sur le prix du mégawattheure rendu consommateur final.


Article de Dominique Finon et Etienne Beeker

L’article de Finon et Beeker quant à lui, revient sur l’ensemble des défauts du market desing actuel – régulation par le signal prix de court terme présenté ci-dessus – souligné par la littérature, laquelle recommande le passage d’un régime de marché à un régime hybride alliant planification et équilibre concurrentiel. L’idée est d’ajouter une brique "planification-marchés de long terme" au système actuel sans bouleverser l’architecture de marché mise en place progressivement depuis vingt ans dans l’Union européenne – et comprenant notamment les mécanismes de rémunération de capacité, les aides aux EnR variables, etc. –.


Comme cela se fait en Ontario et au Brésil ainsi qu’en Grande Bretagne sous une forme légèrement différente, il s’agirait de faire intervenir un acheteur central chargé de définir des prix stables alignés sur les coûts à long terme des moyens de production, et de supporter une partie des risques de marché et d’investissement.


Cette Agence indépendante achèterait sur la plateforme de marché spot toute l’électricité de gros nécessaire à la couverture des besoins nationaux, et attribuerait aux producteurs des contrats d’achats de mégawattheures pour un montant aligné sur le coût complet de leurs équipements. L’attribution de ces contrats – qui sont en fait des contrats financiers de garanties de revenus à plus ou moins long terme – pourrait se faire par enchères, par appels d’offre ou bien par négociation de gré à gré notamment pour technologies très capitalistiques comme le nucléaire – l’ARENH serait donc supprimée –. Un tel dispositif tiendrait compte de la contribution des différents types d’équipement à la satisfaction des besoins de puissance ainsi qu’au service rendu au système dans son ensemble.


En outre, l’Agence indépendante – éventuellement contrôlée par le régulateur pour éviter d’exercer un pouvoir de monopole – assurerait la programmation à moyen terme du système électrique. Il pourrait lui être confié également la fonction de la planification visant l’atteinte à long terme des objectifs de décarbonation et la minimisation des coûts de production et de fourniture pour les consommateurs. Et les auteurs de rappeler que cette fonction couvrirait également les actions d’efficacité énergétique, de gestion de la demande et de couplage avec le secteur gazier (production d’hydrogène). Ils insistent ainsi sur la nécessité pour l’agent planificateur d’avoir une vision systémique et d’importantes compétences dans le champ de la modélisation de l’économie du système électrique en transition, ce qui en France est le cas de RTE,

"cheville ouvrière de la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), à côté de la programmation du développement du réseau et des interconnexions que lui attribuent les textes" (p.42).

Un tel mode de régulation présente l’avantage d’être compatible avec les directives européennes en matière de concurrence puisque l’amont et l’aval fonctionnent librement selon les lois du marché. La stabilité des prix alignés sur les coûts de long terme permettrait néanmoins d’assurer le développement équilibré et efficace des différents types d’équipement et d’épargner le consommateur de subir des tensions sur les prix. Un certain nombre de problèmes reste cependant à résoudre pour rendre le mécanisme tout à fait compatible avec les règles européennes. À suivre...

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