02 Mai 2016

Comprendre le marché de capacité en 7 questions clés

Compte rendu atelier  Marché de capacité et réforme du TURPE – Jacques Percebois – 20 avril 2016

Le principe du marché de capacité se résume parfois à une ligne sur la facture de l’industriel mais en réalité c’est le résultat d’un équilibre complexe. Quels sont les mécanismes à l’œuvre et comment les industriels peuvent-ils tirer leur épingle du jeu ? Lors de son dernier atelier du 12 avril 2016 à Paris, Jacques Percebois et ses invités ont proposé de décrypter les points clés des réformes annoncées pour 2017 et leur impact sur les tarifs de l’électricité.
 

1 - Pourquoi mettre en place un marché de capacité ?

Pour comprendre la nécessité de mettre en place un mécanisme de capacité, revenons sur quelques éléments de contexte. En France, la pointe de consommation électrique augmente d’environ 3 % chaque année et a enregistré une hausse de 28 % en 10 ans. Traditionnellement, les centrales thermiques permettaient de répondre à ces besoins d’approvisionnement électrique en période de pointe. Aujourd’hui, en raison de l’intégration des ENR hors prix du marché, ces centrales sont devenues trop chères. De fait, les investissements se raréfient et font peser un risque d’approvisionnement. Il est donc nécessaire de trouver de nouvelles voies pour financer les moyens de production et d’effacement électrique. Mais ce besoin de flexibilité intervient dans un contexte de crise de l’énergie sur le marché européen en surcapacité électrique.

L’Europe de l’énergie en plein casse-tête

Étienne Beeker de France Stratégie rend compte de deux études universitaires qui analysent les raisons de cette crise profonde du système électrique européen, au moment où les directives européennes tentent de concilier les enjeux contradictoires entre diminution des émissions de CO2, maintien d’une énergie compétitive et sécurité d’approvisionnement.

« Si les prix du marché s’effondrent, rappelle Étienne Beeker, c’est surtout en raison des surcapacités liées à l’injection massive des ENR qui ont besoin d’un soutien mais qui ont un coût global de production plus élevé que le marché. » C’est aussi en raison de la baisse du prix des énergies fossiles. 

« Face à des objectifs contradictoires, difficile d’investir sur la base d’un signal prix SPOT à 26 €/kWh en France et 22 €/kWh en Allemagne. » Alors, comment soutenir les investissements ? La solution idéale reste en débat autour de la dualité puissance/énergie avec un signal prix qui encourage l’investissement. « Auparavant, nous avions des outils pour gérer ce système, rappelle Étienne Beeker. Maintenant, avec les ENR décentralisées et intermittentes au coût marginal nul, nous sommes en terrain inconnu. »

Économistes : trois visions divergentes sur le marché de capacité

Pressenti en France, le mécanisme de capacité ne fait pas l’unanimité. Jacques Percebois analyse la perception des spécialistes. 
  • Certains considèrent que le marché Energy Only (EOM) est une solution. Pour eux, l’envol des prix à la pointe suffit à financer les investissements. La contrepartie : accepter des prix élevés aux heures de pointe de consommation électrique et un risque de défaillance « raisonnable ».
  • D’autres préfèrent l’option marché Energy Only capé. Dans ce cas, les pouvoirs publics fixent un prix plafond. Mais cette solution ne permet pas non plus au producteur de récupérer les marges suffisantes pour financer ses coûts fixes. 
  • Pour d’autres encore, seul le marché de capacité (rémunérer la capacité installée et non plus seulement l’énergie fournie) permet de récupérer les coûts fixes. Ce dispositif responsabilise tous les acteurs (producteurs, fournisseurs et consommateurs) en répercutant les coûts équitablement.

2 - Quels sont les autres mécanismes de régulation possibles ?

En Europe, le financement des installations et la sécurité d’approvisionnement électrique ne sont pas toujours assurés via un marché de capacité, mais sont abordés de manière contrastée selon les pays. Étienne Beeker rappelle les fondamentaux.

La réserve stratégique : ce mécanisme institue une régulation par les volumes pour maintenir une sécurité d’approvisionnement. Système retenu en Allemagne, en Belgique, en Pologne et en Suède. Il se traduit par l’obligation légale du fournisseur de disposer de la puissance maximale souscrite par ses clients.

Le paiement de capacité : ici, la régulation passe par les prix. L’État fixe un tarif d’achat. La puissance électrique est rémunérée en tant que telle, mais suivant un procédé coûteux pour le consommateur. La Commission européenne est peu favorable à cette solution retenue en Espagne, au Portugal, en Grèce, en raison de l’opacité des prix.

Le marché de capacité centralisé : c’est le système adopté par les Anglais. Le gestionnaire du réseau de transport (GRT) fixe une cible de capacités avec une marge et met aux enchères les capacités. Étienne Beeker note que la Grande-Bretagne, bien que la première à avoir choisi la libéralisation avec le marché Energy Only dans les années 1990 - après avoir découvert des réserves de gaz en mer du Nord - revient à un système où l’État reprend le contrôle de son mix énergétique. Raison : les réserves s’épuisent, le parc se désarticule et il est moins facile de gérer les investissements.

Le marché de capacité décentralisé : prévu en France, c’est une régulation ciblée sur la sécurité d’approvisionnement en période de pic de consommation électrique et portant sur toutes les capacités disponibles. 

3 - Comment va fonctionner le marché de capacité en France ?

Les recommandations de la Loi NOME pour 2017 

L’arrêté du 23 janvier 2015 formalise les conditions nécessaires pour créer l’équilibre entre les différents acteurs. L’enjeu : prévenir les pics de consommation électrique qui font peser un risque sur le réseau sans bouleverser l’équilibre du réseau au quotidien. Jacques Percebois présente les outils.
  • Des certificats pour encourager les investissements de pointe
    Opérateurs de capacité, les producteurs reçoivent des certificats de garantie de capacité, proportionnels à la contribution de leur outil de production aux heures de pointe (certains jours ou certaines heures). Attribués pour un an, ces certificats sont revendus aux fournisseurs. 
  • Des obligations pour limiter l’amplitude de la pointe de consommation électrique 
    De leur côté, les fournisseurs d’électricité doivent disposer de montants de garantie de capacité suffisants pour faire face à la demande de leurs clients aux heures de pointe. Ils s’approvisionnent en certificats auprès des opérateurs contre rémunération. Responsabilisé, le fournisseur incite ses clients à maîtriser leurs consommations en période de pointe.
  • Un contrôle pour préserver l’équilibre offre-demande avec pénalités à la clé.

Bruxelles émet des réserves sur le mécanisme de capacité français

En principe opérationnel en France à partir du 1er janvier 2017, ce marché de capacité fait encore l’objet de discussions au sein de la Commission européenne autour de plusieurs réserves.
  • Les certificats sont accordés gratuitement aux producteurs mais sont négociables sur un marché. Résultat, l’exploitant (EDF) profite de revenus providentiels et les pouvoirs publics renoncent à des recettes. Jacques Percebois rappelle que « la rémunération de capacité est déjà la contrepartie d’un engagement de disponibilité donc d’un service public ».
  • Les exploitants étrangers ne peuvent pas participer au marché français.
    Selon Jacques Percebois, « rien n’empêche les Allemands de mettre en place un marché de capacité à côté de leur système. Ils tirent par ailleurs un bénéfice collatéral du marché de capacité par l’interconnexion des réseaux. »
  • Le marché est peu liquide et comporte un risque car la majorité des échanges impliquera l’opérateur historique EDF qui contrôle près de 90 % de la production et 80 % du marché de détail. EDF est à la fois offreur et demandeur. « En réalité, souligne Jacques Percebois, les fournisseurs sont obligés de mettre aux enchères tous les certificats excédentaires avant la fin de la période d’échange. Les acheteurs d’ARENH obtiendront ainsi un nombre de certificats correspondants. »
  • Les entrants ont plus de mal à anticiper leurs obligations que l’opérateur historique. Jacques Percebois le reconnaît : « Il y a un effet d’apprentissage inhérent à tout entrant. Mais depuis la fin des TRV, EDF a perdu des parts de marché et est également obligé de s’adapter. »

4 - Sans marché de capacité, comment cela se passe-t-il ailleurs ?

En Europe, des besoins différents 

Les objectifs contradictoires (réduction de CO2, prix bas et sécurité d’approvisionnement) nécessitent des arbitrages, rappelle Étienne Beeker. Face aux prérogatives des États sur leur mix énergétique, chaque pays réagit en ordre dispersé, suivant ses priorités (cf. encadré).

L’Allemagne préfère les réserves stratégiques et climatiques au marché de capacité

Dans un contexte de forte croissance des ENR depuis 10 ans (140 TWh en 2014) et avec un parc thermique équipé de centrales à charbon et lignites, le pays doit aussi composer avec les objectifs contradictoires (ambition environnementale, sécurité d’approvisionnement, faibles coûts de production), indique Quentin Bchini, chercheur à l’Université de Karlsruhe.

La recherche du meilleur compromis  

Récemment adoptée, la réforme du marché de l’électricité essaie de concilier les critères essentiels de la politique énergétique. Parmi les premières mesures retenues, le renforcement des réseaux de transport d’électricité pour décongestionner le sud du pays. Face à l’hypothèse du marché de capacité, l’Allemagne a préféré maintenir un marché Energy Only Market 2.0. Celui-ci prévoit le financement des capacités nécessaires garantissant la sécurité du marché de l'électricité 2.0 selon l'approche « ceinture et bretelles ». Depuis 2013, le pays dispose d’une réserve réseau temporaire (4 GW) pour lutter contre la congestion du sud. À partir de 2017, le pays a prévu une réserve climatique (2,7 GW) avec des centrales fonctionnant au lignite qui s’ajoutera à la réserve réseau. 
L’Allemagne a choisi de développer son marché de l’électricité en améliorant la fiabilité du signal prix, la réserve de capacité permettant de faire face aux risques résiduels de sécurité d’approvisionnement électrique. Pour le gouvernement allemand, le marché de l'électricité Energy Only est moins cher qu'un marché de capacité, incite à l’innovation et permet d'intégrer de grands volumes d'énergies renouvelables dans la production électrique, tout en s’intégrant au marché européen.

Les Allemands bénéficiaires indirects du système français ?

Mais comment les systèmes de régulation entre les pays peuvent-ils être aussi divergents alors qu’ils sont si interconnectés ? Pour Étienne Beeker, « ces différentiels de prix entre les pays s’expliquent par le fait que les besoins d’interconnexions sont saturés ». L’Allemagne a développé une production au nord de son territoire, alors que ses besoins sont surtout au sud. « Le pays souffre d’un manque de connexion pour des raisons d’acceptabilité. Résultat, via les « flux de bouclage » l’énergie passe par les pays voisins qui participent à l’équilibre sans être rémunérés. »
 

5 - Mécanismes de capacité : quelles conséquences pour les producteurs d’électricité ?

L’intégration des ENR hors prix du marché déséquilibre les règles du jeu

Pourquoi EDF milite-t-il en faveur d’un marché de capacité ? Thierry Raison d’EDF rappelle le contexte français. Alors qu’on assiste à une baisse de la demande énergétique et à l’effondrement du prix des combustibles, le développement des ENR au coût marginal nul induit une baisse d’activité des centrales les plus chères et donc une baisse de rémunération. De ce fait, le marché Energy Only ne permet pas de couvrir les coûts fixes liés à la pointe. 

Les investisseurs en quête de signaux stables

Pour l’exploitant comme pour l’investisseur, le marché actuel comporte trop d’aléas concernant les pointes et le prix des pointes. Il fait courir un risque de déclassement de certaines centrales, tout en créant à terme une menace sur la sécurité d’approvisionnement électrique. « Actuellement, EDF a annoncé la fermeture de plusieurs centrales à flammes, le signal prix étant tel que le modèle n’est pas soutenable, estime Thierry Raison. Il ne s’agit pas de garder tous les moyens de production mais ceux qui sont nécessaires au regard des besoins, soit 10 à 15 GW. »
Si le mécanisme de capacité présente l’avantage d’assurer la sécurité d’approvisionnement en envoyant les bons signaux de prix aux opérateurs, Thierry Raison rappelle que sa mise en place reste conditionnée aux résultats de l’enquête de la Commission européenne.
   

6 - Marché de capacité : quelles conséquences pour les clients industriels ?

Des impacts variables selon les profils de consommation

Côté producteur, Thierry Raison d’EDF estime que l’impact du mécanisme de capacité sur le client sera fonction de quatre critères : son profil de consommation plus ou moins plat, la thermosensibilité de son activité, la saisonnalité de la courbe de charge et le type d’offre (TRV ou offre de marché) qui induit ou non de l’ARENH et, par extension, de la capacité ou non. 

L’industrie française veut rester concurrentielle

Côté industriels, Jean-Pierre Roncato de l’UNIDEN présente plusieurs études soulignant l’écart de compétitivité entre les États-Unis et l’Europe d’un côté, et la France et l’Allemagne de l’autre sur les marchés de l’électricité et du gaz. Ces différentiels de prix sont dus à la désindustrialisation française et au prix de l’énergie ces cinq dernières années (cf. encadré). 

Des mesures protectrices à envisager

Les industriels ont conscience de la complexité du problème mais demandent que l’impact de ces mesures sur leur compétitivité soit intégré. Jean-Pierre Roncato insiste : « Si la question du marché de capacité s’était posée il y a un an, j’aurais été confiant grâce à l’ARENH. Mais quelques mois après l’effondrement des prix de marché, l’ARENH n’est plus dans le paysage. Gare aux mesures françaises trop spécifiques, source d’écart de compétitivité supplémentaire entre les pays, et intégrons des systèmes de protection (mesures de compensation pour les électro-intensifs ou mesures sectorielles spécifiques liées au risque de fuite carbone). »

Les industriels allemands en phase avec le système récemment adopté

De leur côté, les industriels allemands, dans leur grande majorité, ont accueilli favorablement les mesures prises par leur gouvernement. Ils considèrent que l’Energy Only Market incite suffisamment à investir dans une centrale de pointe, alors que le marché de capacité est un système complexe, coûteux qui a tendance à engendrer une surcapacité. Un enthousiasme tempéré par un participant dans la salle qui souligne que l’industrie peut être favorable à l’Energy Only Market qui l’exonère quasiment de taxes, taxes supportées par les consommateurs.

Un besoin impérieux de visibilité

Une certitude : les industriels ont besoin de visibilité sur le long terme. En témoigne l’initiative des industriels électro-intensifs d’Exeltium qui ont décidé d’un apport de fonds pour sécuriser 100 MW sur 20 ou 25 ans. Dans la salle, une participante s’interroge : « Si le marché Energy Only est compliqué pour l’investisseur, ne serait-il pas plus simple pour l’industriel de se fonder sur des prix qui ont une visibilité sans être tributaire d’un prix SPOT ? » Thierry Raison rappelle que la sécurité d’approvisionnement électrique s’anticipe plusieurs années à l’avance. Il faut pouvoir convaincre des investisseurs allergiques au risque. Or, c’est plus difficile de le faire sur un marché Energy Only sur la base d’un revenu aléatoire, tributaire d’événements exceptionnels une fois tous les 10 ans.
 

7 - Pourquoi réformer la structure du TURPE ? 

À l’image du marché de capacité, l’accès des tiers au réseau (ATR) ne rémunère pas la puissance à la hauteur des investissements des gestionnaires de réseau, déplore Jacques Percebois. La tarification actuelle favorise les clients ayant une faible utilisation de la puissance souscrite à l’image des résidences secondaires. La question est d’autant plus prégnante que l’autoproduction du photovoltaïque se développe. 

Vers une tarification à la puissance dès l’été 2017

La réforme, en modifiant la structure du TURPE, vise à augmenter la tarification à la puissance  pour favoriser les investissements. En face des incertitudes introduites par l’injection des ENR, Jacques Percebois suggère d’envoyer un signal prix de localisation des capacités d’injections électriques et de s’ajuster à l’horosaisonnalité en fonction de l’heure et de la période. Michel Derdevet d’ERDF souligne la difficulté pour ERDF de trouver la bonne solution en tenant compte de trois pôles différents : ERDF est une filiale d’EDF mais les collectivités sont propriétaires des réseaux et la CRE fixe les règles de régulation. Ceci nécessite de trouver la solution la moins coûteuse en intégrant cet équilibre.

Le TURPE accélérateur de la transition énergétique

Le TURPE 5 sera en vigueur dès l’été 2017 et jusqu’en 2021. L’enjeu pour ERDF consiste à définir des tarifs qui reflètent les nouveaux modes de consommation et la profonde mutation du système électrique : évolution du mix énergétique (jusqu’à 47 GW d’ENR en 2030), développement du numérique et de la gestion des données (Linky), bornes de recharge (7 millions d’ici 2030). Pour le TURPE 6, ERDF préconise une nouvelle méthode de calcul fondée sur les coûts marginaux des services apportés par le réseau : desserte, garantie de puissance, acheminement et qualité.

Développer les réseaux, une solution appartenant déjà au passé ?

Un autre participant s’interroge sur la légitimité d’une économie de développement du réseau et des interconnexions au vu des investissements. Que fera-t-on de ces structures quand on aura trouvé des solutions de stockage ? Michel Derdevet souligne la pertinence de la question. « Même si les besoins d’interconnexions existent, il ne faut pas chercher à appliquer 10 % d’interconnexion sur toutes les frontières. Certaines méritent plus, d’autres moins. Adressons les financements là où ils sont prioritaires au regard de la transition énergétique. À titre de repère, il faut 450 millions d’euros pour équiper l’ensemble des autoroutes européennes de bornes tous les 80 km. C’est la moitié du budget de l’interconnexion avec l’Espagne. »
 
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