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Energy Focus Mars 2012 Un mécanisme de capacité pour le système électrique français La loi NOME prévoit la mise en place d’un mécanisme de capacité en 2015 pour compléter le marché électrique français. Cette décision fait suite au rapport Poignant1 Sido qui mettait en avant la croissance inquiétante de la pointe de consommation électrique en France et les risques qu’elle fait peser sur l’équilibre à long terme entre la production et la consommation d’électricité. Le marché électrique ne semble pas rémunérer suffisamment les investissements dans les capacités de pointe permettant cet équilibre, i.e. la production de pointe et les interruptions volontaires de consommation aussi appelées effacements. Les caractéristiques techniques de l’électricité induisent plusieurs imperfections dans le marché électrique engendrant le problème dit de "missing money". Le marché ne rémunérant que l'énergie produite, les capacités de production et d’effacement ne sont pas en mesure de couvrir la totalité des coûts d’investissement, ce qui peut conduire à des volumes insuffisants de capacité susceptibles d'être mobilisés pour répondre à la demande de pointe. En cas de manque de capacité, il est nécessaire de procéder à des délestages forcés de consommateurs (i.e., sans leur accord et sans rémunération contrairement aux effacements) pour éviter l'effondrement du réseau électrique (blackout) et maintenir l’équilibre technique entre la production et la consommation d’électricité. Cet article rappelle tout d’abord la façon dont sont rémunérés les investissements en production dans un marché électrique parfait. Nous détaillons ensuite les principales imperfections de marché qui privent les unités de pointe d'une rémunération suffisante. Nous expliquons enfin comment un mécanisme de capacité, tel que celui qui est actuellement débattu en France, pourrait permettre d'assurer la sécurité du système, en complétant la rémunération des capacités de pointe. Il s’agit en fait de créer un produit supplémentaire, la capacité, et un marché des mégawatts afin de pallier les défaillances du marché de l'énergie (celui des mégawatheures) et d’assurer une rémunération suffisante des investisseurs. L’investissement dans un marché électrique parfait De façon générale, les marchés électriques libéralisés rémunèrent uniquement l'énergie produite ("energy only"). En théorie, ces marchés pourraient générer les signaux-prix efficaces incitant les acteurs à investir de façon optimale dans les différentes technologies (base, 2 semi-base, pointe, effacement) et assurant ainsi la sécurité du système et l’équilibre à long terme entre la production et la consommation. En situation de concurrence parfaite, la courbe d'offre des producteurs est construite à partir de leur coût de fonctionnement (i.e., leur coût marginal de court terme qui correspond grosso modo au coût du combustible utilisé pour produire). Le prix de l’électricité est alors fixé à l’intersection entre la courbe de coût marginal de fonctionnement de la centrale la moins chère permettant de fournir la consommation et la courbe de demande (figure 1). Figure 1. Merit-order et prix d'équilibre Demande d’extrême pointe Coût marginal, Prix Demande de pointe Coût marginal des unités de pointe Demande de base Coût marginal des unités de base Quantité Le principe de couverture des coûts d’investissement dans un marché parfait est alors le suivant. 2 1 Rapport de Messieurs Serge POIGNANT, député de Loire-Atlantique et Bruno SIDO, sénateur de la Haute-Marne, intitulé "Groupe de travail sur la Maîtrise de la pointe électrique" et remis au ministre de l'Écologie, de l'Énergie, du Développement durable, et de la Mer en avril 2010. Les technologies dites de base sont des moyens de production supposés fonctionner plus de 80 % du temps par an (e.g., les centrales nucléaires). Les technologies dites de pointe sont des moyens de production supposés fonctionner seulement quelques centaines d’heures par an, lorsque la consommation électrique est haut plus haut (e.g., les centrales thermiques à flamme au fioul ou au gaz). Les technologies dites de semi-base sont des moyens de production supposés fonctionner plus de la moitié de l’année (e.g., les centrales thermiques à vapeur au gaz ou au charbon). 1|P a g e Durant la période de base, les moyens de production de base ne sont rémunérés qu'à hauteur de leur coût de fonctionnement, car le prix est fixé à leur coût marginal. Durant les périodes de pointe, le prix est fixé au coût marginal des unités de pointe. Les moyens de production de pointe fonctionnent, mais ne perçoivent aucune rente. En revanche, les unités de base engrangent une rente dite inframarginale : elles perçoivent une rémunération à hauteur du coût marginal des moyens de pointe, plus élevée que leur propre coût marginal. Cette rente leur permet de couvrir la majeure partie de leur coût d’investissement. En théorie, les unités de pointe (production et effacement) ne couvrent leur coût fixe d’investissement que lors de la période d’extrême pointe, lorsque le prix est déterminé par l’élasticité de la demande (i.e., par l’activation d’effacements lorsque des consommateurs préfèrent être payés pour interrompre leur consommation). Durant cette période, les producteurs (de base comme de pointe) et les effacements perçoivent une rente dite de rareté : le prix s’élève au-dessus du coût marginal de pointe, car la production électrique devient alors rare (figure 2). Figure 2. Rentes inframarginale et de rareté Coût marginal, Prix Rente de rareté des unités de base pendant les périodes d’extrême pointe Coût marginal des unités de pointe 3 Rente de rareté des unités de pointe pendant l’extrême pointe Rente inframarginale des unités de base pendant les périodes de pointe Coût marginal des unités de base Quantité A long terme, il existe un équilibre théorique assurant à chaque capacité (base, pointe et effacement) une rémunération couvrant exactement ses coûts fixes d'investissement. Autrement dit, à l'équilibre du système, les rentes inframarginales et de rareté rémunèrent l'investissement dans les capacités de production et d’effacement. L'équilibre à long terme d'un marché électrique parfait diffère ainsi significativement des équilibres classiques, car il fait coexister des unités de production ayant des coûts marginaux très différents. L'explication réside dans les fortes variations de la demande d'électricité et l'impossibilité de stocker aisément cette énergie. Satisfaire la demande de pointe en recourant uniquement à des centrales de base (comme les centrales nucléaires ou certaines centrales hydrauliques au fil de l’eau) ne serait 3 Ce graphique n’intègre pas la notion de durée des périodes de pointe et d’extrême pointe pendant lesquelles les capacités perçoivent les rentes. 2|P a g e pas économiquement rationnel. En effet, leurs coûts d’investissement sont trop élevés pour que les quelques centaines d’heures par an durant lesquelles elles sont appelées suffisent à les financer. La minimisation du coût total de production conduit donc à la combinaison de différentes unités : d'une part des capacités de production de base dont les coûts marginaux sont faibles mais les coûts d'investissement élevés, d'autre part des capacités de pointe (production et effacement) dont le coût d’investissement est relativement modéré mais dont les coûts marginaux sont beaucoup plus élevés (coût du gaz ou du fioul pour la production, coût d’opportunité de ne pas consommer pour l’effacement de consommation). Les imperfections de marché et le problème de "missing money" En pratique, les prix de marché s’élèvent difficilement au-dessus du coût marginal des unités de pointe. Le fonctionnement des marchés électriques se heurte à un certain nombre d'imperfections susceptibles de compromettre les investissements dans les capacités de production ou d'effacement permettant de satisfaire la demande de pointe. Ces imperfections peuvent se résumer à un problème de "missing money" : les prix de marché n'assurent pas le financement des capacités de pointe (production et effacement) appelées un très petit nombre d'heures dans l'année en raison de diverses imperfections. Le problème de "missing money" est fondamentalement lié à l’existence de plafonds de prix (implicites ou explicites) 4 sur le marché de l’énergie (figure 3). Par exemple, le régulateur peut fixer un plafond de prix (price cap) pour s’assurer que les acteurs n’abusent pas de leur pouvoir de marché en proposant des prix trop élevés, ou pour éviter des augmentations de prix qui ne seraient pas socialement acceptables. Figure 3. Effet d'un plafond de prix Coût marginal, Prix Rente de rareté qui ne peut être générée à cause du plafond de prix = "missing money" pour les producteurs Plafond de prix Coût marginal des unités de pointe Rente de rareté des unités de base pendant les périodes d’extrême pointe Rente inframarginale des unités de base pendant les périodes de pointe Rente de rareté des unités de pointe pendant l’extrême pointe Coût marginal des unités de base Quantité 4 Voir par exemple Joskow, P. (2008). Capacity payments in imperfect electricity markets: Need and design, Utilities Policy 16:159-170. En outre, pour assurer la sécurité d’approvisionnement du système électrique, le Gestionnaire du Réseau de Transport (GRT) est obligé de réaliser certaines actions "hors marché" lors des situations critiques d’exploitation du réseau et du système (par exemple, l’utilisation de réserves, le changement de topologie du réseau, la diminution du niveau de plan de tension, les délestages partiels préventifs, etc.). Les effets de ces actions, qui permettent de surmonter les situations critiques du système, ne sont pas intégrés dans le prix de l’électricité. Un plafond de prix est introduit de façon implicite par les actions du GRT. Le prix du marché ne représente donc pas correctement la valeur associée à la mise à disposition de l’énergie dans les moments critiques. Ainsi, en général, la vente de leur production sur les marchés energy only ne procure pas aux capacités de pointe une rémunération suffisante. Cela conduit à un sous-investissement qui, à long terme, met en péril la sécurité du système électrique. Le principe d’un mécanisme de capacité et le débat de son design en France Plusieurs mécanismes ont été proposés pour résoudre le problème du missing money. La plupart d'entre eux repose sur l'introduction d’un revenu complémentaire rémunérant la disponibilité d’une capacité de production 5 ou d’effacement . Autrement dit, ces mécanismes assurent que la capacité installée sera suffisante pour couvrir la consommation de pointe. Le mécanisme de capacité est la solution réputée la plus efficace pour favoriser le développement de capacités de pointe. Ainsi, outre la mise en place de l’ARENH (l’Accès Régulé à l’Energie Nucléaire Historique), l’article 6 de la loi NOME introduit également un mécanisme de capacité pour favoriser le développement des capacités susceptibles de répondre à la demande de pointe. L’idée est de compléter le marché de l’énergie en créant un nouveau bien, la capacité, afin d’assurer un développement suffisant des moyens de production et 6 d’effacement . Les fournisseurs ont l’obligation de disposer d’une capacité (de production ou d’effacement) assurant une marge de sécurité à leurs clients (en plus de l’énergie consommée), afin de maintenir l’équilibre physique du système. L’effectivité (assurance de la sécurité du système et développement d’une capacité suffisante) et l’efficacité (minimisation du coût) d’un mécanisme de capacité dépendent de son design précis. A la suite de la loi NOME, le design du mécanisme de capacité a ainsi été largement débattu en France dans le cadre des travaux 5 Pour une comparaison des propriétés des différents mécanismes possibles voir par exemple : Finon, D., Pignon V. (2008). Electricity and long-term capacity adequacy: The quest for regulatory mechanism compatible with electricity market, Utilities Policy 16:143-158. 6 Il s'agit d'un mécanisme qui appartient à la famille des marchés de certificats négociables (permis d'émission SO2 et CO2, certificats verts, certificats blancs, etc.). préparatoires visant à le concevoir et à définir ses règles de fonctionnement, tout d'abord lors de la concertation relative à la rédaction du rapport de RTE (gestionnaire du réseau de transport d’électricité en France) jusqu’en octobre 2011, puis lors des discussions entre les acteurs du système électrique et la Direction Générale Energie Climat (DGEC) du Ministère de l’Energie. Deux options de 7 design ont été principalement débattues : l’Obligation Décentralisée de Capacité et le mécanisme de bouclage. Option n°1 : l’Obligation Décentralisée de Capacité Le design le plus simple est l’Obligation Décentralisée de Capacité. Dans son rapport au ministre de l’Energie, RTE 8 défendait ce design . Il reprend le principe de base des marchés de certificats. L’institution d’obligations individuelles et d’un mécanisme adéquat de contrôle et de pénalité pour non-exécution suffisent à créer un marché de capacités négociables. Les fournisseurs peuvent recourir à leurs propres capacités (de production ou d’effacement) pour répondre à leurs obligations ou acquérir des certificats auprès d’autres acteurs (producteurs, agrégateurs d’effacements ou fournisseurs ayant précédemment acquis des certificats de capacité). Les certificats de capacité peuvent être échangés de gré à gré ou sur un marché organisé. L'équilibre entre l'offre et la demande de certificats sur le marché organisé fait émerger un prix du certificat. Ce prix dépend de la contrainte globale de capacité et des coûts (d’investissement) des offreurs. Les fournisseurs peuvent satisfaire leurs obligations de capacité jusqu’à une échéance de court terme vis-à-vis de leurs livraisons. Ce mécanisme introduit une pénalité croissante avec le déséquilibre global du système. Les partisans de cette option de design avancent l'argu9 ment suivant : elle ferait peser sur les consommateurs un surcoût modéré. Selon eux, la loi NOME inciterait les fournisseurs à une forte concurrence aval afin d’accéder à l’ARENH, l’énergie nucléaire régulée à bas coût, car leur droit de tirage sur l’ARENH dépend de leur part de marché aval. Les fournisseurs seraient ainsi prêts à ne facturer aux consommateurs que le coût moyen de la capacité et non sa valeur marginale (e.g., le prix de la capacité). Ce point semble très discutable tant il va à l’encontre de la représentation classique de la concurrence en économie consistant à facturer la valeur margi10 nale des biens, et non le coût moyen . Par ailleurs, dans le cas d'un mécanisme de capacité, deux spécificités ont un impact déterminant sur les performances du dispositif en termes d’effectivité (assu7 D’autres éléments du design ont été également discutés (e.g., l’intégration des capacités d’interconnexion et de production hors de France dans le mécanisme). 8 RTE (2011). Rapport au Ministre chargé de l’Industrie, de l’Energie et de l’Economie numérique sur la mise en place du mécanisme d’obligation de capacité prévu par la loi NOME, 5 juillet 2011. 9 Finon D. (2011). L’obligation décentralisée de capacité, le meilleur mécanisme de capacité dans le contexte du régime de la NOME, Revue de l’Énergie, n° 604, novembre-décembre 2011. 10 Si tant est qu’une concurrence en coût moyen puisse effectivement être mise en œuvre, elle ne distinguerait pas les deux options de design. 3|P a g e rance de la sécurité du système et développement d’une capacité suffisante) et d’efficacité (minimisation du coût). D'une part, le respect strict de la contrainte globale de capacité est crucial pour assurer la sécurité du système et ne pas exposer l'ensemble des acteurs à une défaillance du système. D'autre part, les cycles d'investissement dans de nouvelles capacités sont pluriannuels, ce qui limite considérablement les marges d'ajustement à court terme. Ces particularités doivent être prises en compte dans le design d'un mécanisme de capacité, car elles affectent à la fois son fonctionnement concret et ses performances. Les retours d'expérience des dispositifs mis en œuvre aux Etats-Unis sont, de ce point de vue, riches d'enseignements, car les premiers dispositifs de capacité y ont été lancés il y a plus d'une dizaine d'années. Les premiers mécanismes de capacité, auxquels l’ODC est comparable, n’intégraient ni la longueur des cycles d’investissement en capacité ni le caractère critique de l’équilibre de long terme entre la production et la consommation d’électricité. En conséquence, ils n'ont pas produit l'effet escompté d'apporter un complément de rémunération significatif aux détenteurs de capacités et 11 de les inciter à développer des capacités suffisantes . Option de design n°2 : le mécanisme de bouclage 12 On pourrait penser qu’augmenter les échéances de livraison de la capacité pourrait rendre compatible l’ODC avec la durée des cycles d’investissement. Cela n’est pourtant pas possible à double titre. Tout d’abord, si les fournisseurs devaient eux-mêmes couvrir leur besoin de capacité à l’avance, la somme de leurs prévisions de part de marché n’atteindrait pas nécessairement 100 %. La contrainte globale de capacité ne serait alors pas respectée, ce qui compromettrait la sécurité du système. Ensuite, à cause de l’incertitude sur leur part de marché dans un marché de détail ouvert, les fournisseurs n’ont pas d’incitation à contractualiser leurs obligations de capacité à long terme. En effet, leurs clients peuvent décider de changer de fournisseurs et ils n’ont aucune assurance sur le prix auquel ils pourraient revendre leur capacité excédentaire. Ces deux problèmes justifient de compléter les échanges (de gré à gré ou sur un marché organisé) avec un bouclage du mécanisme de capacité. L'introduction d'un mécanisme de bouclage implique qu'un tiers (par exemple, le gestionnaire de réseau) se charge d'assurer, à une certaine échéance (par exemple 4 ans à l’avance) l'acquisition de la capacité restant encore à couvrir pour respecter la contrainte globale de capacité totale. L'objectif est de s'assurer, suffisamment longtemps à l'avance, que la sécurité d’alimentation sera bien respectée. 11 Voir par exemple The Brattle Group (2010c). Midwest ISO’s Resource Adequacy Construct. An Evaluation of Market Design Elements. 12 Cette option est détaillée dans l’article : Lévêque et al. (2011), Justifications économiques de l'utilité d'un mécanisme de bouclage dans le fonctionnement d'un dispositif d'obligation de capacité. Revue de l’énergie, n°603, septembre-octobre 2011. 4|P a g e Concrètement, l'introduction d'un mécanisme de bouclage consiste à organiser une enchère à laquelle tous les détenteurs de capacités doivent participer et permettant au gestionnaire du réseau d'acheter la capacité additionnelle nécessaire à la couverture des besoins, compte tenu des actions individuelles de couverture déjà entreprises par les fournisseurs. Les fournisseurs peuvent, s'ils le souhaitent, couvrir tout ou partie de leurs obligations par des moyens propres ou par des contrats bilatéraux. Les capacités ainsi réservées doivent être présentées à un prix nul lors de l'enchère. Si elles ne suffisent pas à couvrir l'objectif global, le gestionnaire de réseau sélectionne les offres de capacité, en commençant par les moins chères, jusqu'à ce qu'il obtienne la capacité résiduelle nécessaire. L'issue de l'enchère définit ainsi un prix d'équilibre de la capacité, qui sera ensuite répercuté sur les fournisseurs en fonction de leur consommation de pointe, pour la part de leur obligation qui n'aurait pas été couverte par leur propre capacité ou par des contrats bilatéraux. Puisque le prix de la capacité est finalement répercuté sur les fournisseurs et les consommateurs, les incitations à maîtriser la consommation à la pointe sont maintenues. Le mécanisme de bouclage mis en œuvre dans le Nord des Etats-Unis depuis 2007 a montré son aptitude à inciter les investisseurs à développer de nouvelles capacités (40 GW pour le système de PJM dont la pointe avoisine 130 GW de consommation), en particulier les actions de réduction de la demande (gestion active de la demande entre autres) qui représentent 30 % des nouvelles capacités. Conclusion Le mécanisme de capacité qui doit être mis en place en France à partir de 2015 complètera le marché de l’énergie. Il apportera une rémunération additionnelle aux capacités de production et d’effacement permettant de répondre aux pics de consommation. Son design précis est déterminant quant à son aptitude à inciter au développement de nouvelles capacités au moindre coût. La question centrale reste de savoir si l’assurance que le système électrique dispose d’une capacité suffisante peut être laissée aux seuls fournisseurs et aux forces de marché, ou si un mécanisme supplémentaire nécessitant l’intervention du gestionnaire de réseau doit permettre, en dernier recours, l’équilibre de long terme entre la production et la consommation. Vincent Rious ©Microeconomix , ma rs 2012 L'aute ur a contribué aux tr avaux éc onomique s de l'équipe d'économ istes qui a conse illé EDF sur ces suje ts. I l s'ex prime ici à titre stric teme nt pers onnel et n'e ngage e n rie n la pos ition de s clients de M icroeconom ix.
