15 oct 2015

Marché de l’électricité : les clés pour s’adapter à ses évolutions

Atelier animé par Jacques Percebois - 6 octobre 2015
Lors de son atelier du 6 octobre dernier, Jacques Percebois annonçait une révolution des tarifs sur le marché de l’électricité. Un bouleversement pour les entreprises, comme pour les producteurs, les fournisseurs, les distributeurs d’énergie qu’il a souhaité associer à sa réflexion. En proposant aux décideurs des clés de compréhension sur ces révolutions à l’œuvre, Jacques Percebois a orchestré une rencontre interactive, particulièrement féconde et animée.

À la veille de transformations profondes du paysage énergétique, les tarifs de l’électricité vont connaître une révolution du fait de l’alignement, en 2016, de quatre planètes énergétiques : la fin des tarifs réglementés de vente (TRV), l’émergence des réseaux intelligents, la mise en place d’un marché de capacité et la réforme du système des énergies renouvelables. Cette révolution intervient dans un contexte de bas prix du pétrole et d’un marché de l’électricité en surcapacité dans l’ensemble de l’Europe. Jacques Percebois a ouvert l’atelier en présentant le détail de chacune des quatre réformes attendues et a lancé ensuite la discussion en table ronde. 
 

Comprendre les tarifs face aux changements majeurs du marché de l’électricité

Comment décoder la structure du prix de l’électricité ?

De nombreux facteurs interviennent désormais dans la tarification en offre de marché sur le marché européen. Les prix de gros sont particulièrement bas (38 €/MWh) alors que l’ARENH1 est à 42 €. Jacques Percebois s’interroge : va-t-on vers une tarification en temps réel ? Sur le plan théorique, il existe plusieurs types de tarifications (par exemple, dissociant jours normaux, jours critiques, offre rémunérant les effacements, tarifs à puissance variable). En pratique, les clients qui assistent à des distorsions entre le prix de gros et l’ARENH ne comprennent pas pourquoi, aujourd’hui, avec un marché de gros favorable, les offres de marché ne sont pas mieux alignées. La différence est due, entre autres, au prix de l’utilisation des réseaux (TURPE2), désormais visible alors qu’il était jusqu’à présent masqué.

Quel impact vont avoir le marché de capacité et le marché d’effacement ?

Parmi les paramètres qui impactent les offres de marché, le mécanisme de capacité et d’effacement représentent les deux faces d’une même pièce. Pour assurer l’équilibre offre-demande, et notamment passer la pointe, d’un côté, le fournisseur doit garantir des capacités suffisantes, de l’autre, certains gros consommateurs doivent pouvoir s’effacer pour diminuer les appels à puissance et assurer la flexibilité du réseau. Jacques Percebois le rappelle, pour pouvoir engager des investissements suffisamment importants sur le réseau (notamment à la pointe), il faut pouvoir privilégier une rémunération à la puissance des producteurs. Jusqu’à présent, le marché de gros rémunérait les producteurs sur le marché « energy only » suivant l’énergie injectée, mais cette formule ne permettait pas de récupérer les coûts fixes des infrastructures, à l’inverse d’une tarification à la puissance (« energy power »). Et donc freinait les investissements. Ce mode de rémunération va avoir également un impact sur les tarifs des clients, induisant un surcoût de tarifs pouvant être compensé par des effacements.
 
1 L'Accès Régulé à l'Électricité Nucléaire Historique (ARENH).
2 Tarif d'Utilisation des Réseaux Publics d'Électricité (TURPE).

Quel rôle joue l’ARENH sur un marché de l’électricité volatil ?

Dans un tel contexte, « l’ARENH remplit-il encore sa fonction, alors que le prix de gros de l’électricité est passé en dessous ? », demande Jacques Percebois. Pas de doute pour l’ensemble des participants. « Cela représente une sécurité dans un monde dicté par le court-termisme, souligne Emmanuel Bénéfice. Le fait que les régulateurs aient des enjeux lointains rassure les clients sur une offre qui leur garantit d’être toujours situé entre l’ARENH et le prix de gros, même en cas de péripéties du marché de gros de l’électricité ». Néanmoins, la question demeure à une échéance de quatre ou cinq ans. Jean-Pierre Roncato le confirme à son tour : « L’ARENH fixe un cap dans un contexte d’instabilité. Par exemple, les industriels voyaient dans le marché de capacité une opportunité pour jouer sur les possibilités d’effacement et d’interruptibilité. Mais dans un premier temps, ce sera un coût supplémentaire sur les factures d’électricité pour financer le besoin de capacité. Cette nouvelle volatilité du marché de l’électricité est aujourd’hui un facteur d’incertitude ». Jacques Percebois conclut : « En tout cas, tout le monde est d’accord, producteurs alternatifs y compris, pour ne pas supprimer l’ARENH car c’est une option à coût zéro ». 

Que vont apporter les réseaux communicants au marché de l’électricité ?

La numérisation à grande échelle des réseaux de distribution va sensiblement modifier les offres de marché de l’électricité, par exemple avec des offres de prix calées sur les profils de consommation. Les offres pourront également associer des services annexes variés : gestion à distance des équipements, optimisation de la facture grâce aux effacements rémunérés, intégration d’une production d’électricité locale ou d’une autoconsommation de l’électricité produite, avec des différences d’offres selon les lieux. 

Mais la nouveauté dans le paysage pourrait provenir des services offerts par de nouveaux entrants non-énergéticiens sur le marché de l’électricité (Google, Apple, Facebook ou Amazon, surnommés les GAFA), capables de proposer de coupler réseaux énergétiques et réseaux de communication pour offrir de nouveaux services.

Quelle influence auront les nouveaux mécanismes de soutien aux énergies renouvelables intermittentes ?

Pour Jacques Percebois, le marché de l’électricité, toujours en surcapacité, n’a jamais bien fonctionné. Les interventions de l’État à travers les mécanismes de soutien aux énergies renouvelables ont créé des distorsions. Aujourd’hui, la loi de transition énergétique va conduire à l’abandon progressif des systèmes feed-in tariff (prix d’achat garanti) au profit de systèmes feed-in premium (tarifs de rachat préférentiels) qui devraient permettre de rééquilibrer les dysfonctionnements sur le marché de gros de l’électricité. Car, jusqu’à présent, les énergies renouvelables étaient rémunérées hors marché. Grâce au système feed-in premium, les producteurs d’ENR vendront au prix du marché, moyennant une prime. C’est le système en vigueur en Allemagne depuis 2014.

Autre solution : stocker une partie de l’énergie renouvelable en la transformant sous forme d’hydrogène ou de méthane, ou inciter les producteurs d’ENR à autoconsommer leur énergie, mais cette question pose le problème du financement du réseau de distribution.
 

Évolution des prix sur le marché de l’électricité : les entreprises prennent la parole

Industrie : tenir compte de la concurrence internationale sur le marché de l’électricité 

Pour Jean-Pierre Roncato, la chute des prix de marché n’est pas significative, « seule la concurrence internationale compte vraiment pour la grande industrie. Or, il y a un écart de 20 à 25 % entre les prix allemands et les prix français de l’électricité. En Allemagne, les clients domestiques supportent le surcoût des ENR, les industriels bénéficiant d’abattements considérables, ce qui favorise leur développement économique. Avec le TURPE ou la CSPE3 notamment, la France met-elle en œuvre les mesures capables de favoriser une parité entre les capacités des industriels allemands et français ? » Autrement dit, le différentiel de 8 € entre la France et l’Allemagne pourra-t-il être réduit pour permettre aux industriels français d’être au niveau de leurs partenaires mondiaux ?

3 Contribution au Service Public de l'Électricité (CSPE).

Groupe Carrefour : des règles du jeu mouvantes, un manque de visibilité à long terme

Pour Carrefour, le risque sur le marché de l’électricité est principalement lié aux changements des règles du jeu opérés par l’État. Hervé Duclos rappelle qu’en 2007, les prix ont augmenté de 20 % par rapport aux tarifs régulés. « Chez Carrefour, le risque de hausse des prix de 32 % d’ici 2020 pourrait avoir un impact de 45 millions d’euros sur notre facture d’électricité. Vu le nombre de nos sites, nous avons besoin de visibilité à long terme car on ne peut pas changer de voie au bout de six mois. Certes, on peut gagner quelques centimes sur le prix unitaire en négociant avec EDF mais, dans un contexte de marché de l’électricité aussi volatil, l’impact de l’effacement diffus sera plus important ».

SNCF : un manque d’incitations pour les industriels qui apportent des solutions

Présent dans la salle, Olivier Menuet, Directeur Énergie SNCF, observe que la lutte contre le changement climatique fait bouger radicalement les lignes : « Alors que la SNCF apporte des solutions de mobilité partagée et non carbonée, rien dans ces lois et dispositifs - TURPE, CSPE - n’est prévu pour inciter les efforts ». Jacques Percebois explique : « On a tendance à faire confiance au marché, alors que le marché est myope par nature. Quand on regarde dans le rétroviseur les transitions énergétiques passées, les grandes mutations sont déclenchées par la puissance publique ». C’est notamment le message envoyé par le Royaume-Uni : développer le nucléaire et les énergies renouvelables demande de déployer des mécanismes donnant une visibilité à long terme sur le marché de l’électricité. 

Smart grids, de fortes attentes pour les entreprises 

Pour Hervé Duclos de Carrefour, ERDF a un rôle à jouer pour donner accès à ses données de manière simple et efficace. « Actuellement, chez Carrefour, l’effacement de capacité est calé sur une fréquence hebdomadaire. Que se passe-t-il si je souhaite passer au pas quotidien, voire à 10 minutes ? » Christophe Bonnery précise qu’ERDF cherche à assurer une meilleure réactivité auprès des industriels, par une amélioration dans certaines zones qui souffrent encore d’un accès contrasté au réseau ou par des offres adaptées aux courbes de charge qui permettent des améliorations en temps réel. Mais derrière le compteur communicant, la question de protection des données demeure un sujet. 

Reste que le comptage intelligent n’est intéressant que s’il y a derrière une possibilité de gérer les usages, observe Hervé Duclos. Emmanuel Bénéfice le confirme, la mise en place des capteurs permettant d’estimer les modes de consommation demande un investissement. À cet égard, la mise à disposition de données pourrait permettre d’en réduire le montant, tout en favorisant, du même coup, des politiques d’usage plus fines. 
 
Les entreprises sont-elles mûres pour passer à l’effacement ?

« Comment éviter que le marché de capacité se résume, pour les grands clients, à une ligne de coût ? » Pour Jean-Pierre Roncato, les industriels sont prêts à s’équiper pour répondre aux futurs appels d’offres d’interruptibilité et d’effacement. Cela demande une approche pragmatique pour étudier notamment les différents types d’interruptibilité. L’expérience passée montre que si on cadre mal ces caractéristiques, les appels d’offres sont vides. L’enjeu consiste à trouver l’équilibre raisonnable entre le risque et la dissuasion. Les mécanismes d’interruption ne doivent pas être des opportunités de faire du gaming. À l’inverse, un industriel doit pouvoir, en cas d’aléas (casse machine, incident), ne pas se mettre en péril. Et intégrer cette donnée dans son compte d’exploitation sans que cela le pénalise en termes de compétitivité. 

Marché de l’électricité : à la recherche de modèles économiques pertinents

Vers un tarif de transport et de distribution qui intègre mieux les investissements futurs

Pour financer les investissements des réseaux et l’intégration des énergies renouvelables, la part du TURPE et du CSPE dans le prix de l’électricité va augmenter. Jacques Percebois interroge : « Y a-t-il un risque pour que la part du péage du TURPE augmente si on met en place une structure tarifaire qui favorise la capacité (coût fixe) par rapport à l’énergie injectée (coût variable) ? » Christophe Bonnery d’ERDF rappelle que le TURPE représente un équilibre sur le marché de l’électricité, entre optimum économique et recherche d’équité (dans le sens, imputer les coûts à ceux qui les génèrent). Alors que le réseau comprend des coûts fixes (accès au réseau, garantie de puissance) et des coûts variables (quantité d’énergie consommée), le TURPE intègre seulement 20 % de coûts fixes et 80 % de coûts variables. ERDF plaide en faveur d’une augmentation du coût fixe pour que le prix représente le coût réel.

L’intégration des énergies renouvelables entre logique politique et logique économique

Le développement des énergies renouvelables sur le marché de l’électricité se situe au cœur des enjeux. ERDF investit chaque année 4 milliards € dans les réseaux. « Il faut donc qu’on sache dans quelle direction aller, rappelle Christophe Bonnery. Si on oriente les investissements vers du décentralisé ou de l’auto-production, certains consommateurs paieront 0 kWh, donc 0 € de TURPE (voir encadré). Dans ce cas, qui supportera le coût des 4 milliards ? » ERDF demande d’intégrer dans les paramètres des futures TURPE la gestion locale de flexibilité, notamment pour donner un signal sur le coût des ENR. De son côté, Jacques Percebois observe : « Le marché de l’électricité n’a pas été conçu dans l’idée qu’on injecterait des ENR payées hors marché. En poussant le raisonnement académique, si on avait 100 % d’ENR, le prix du marché serait nul toute l’année. Les ENR seraient payées hors marché, avec l’équivalent de la CSPE. Heureusement, la part des ENR, du fait de leur intermittence, ne dépasse pas un certain seuil ! » 

Énergies renouvelables et nucléaire, deux modèles sur le marché de l’électricité 

« Organiser le développement des ENR sur le marché de l’électricité, est-il une stratégie économique gagnante ? », s’interroge un participant consultant dans le domaine gazier. « Actuellement, on valorise essentiellement les énergies renouvelables, alors qu’elles ne représentent que 4 % de la production. Pourquoi EDF ne parle-t-il pas davantage du nucléaire qui représente une force économique à l’international ? » Jacques Percebois confirme : « On entend dire à tort, ici et là, que nombre de pays sortent du nucléaire. Après un tassement ces dix dernières années, on recommence à construire des centrales nucléaires dans le monde ». Pour lui, « le nucléaire est un atout pour la collectivité ». 
Emmanuel Bénéfice explique la stratégie d’EDF : « Il ne s’agit pas d’opposer ENR et nucléaire mais, au contraire, de les intégrer complémentairement car ils contribuent tous deux à limiter les émissions de gaz à effet de serre. Néanmoins, le marché de l’électricité, actuellement dans un état transitoire, va demander de concilier des logiques de long et de court termes ». 
 
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