Demande et capacité de production

Pourquoi le prix du mégawattheure électrique a-t-il dépassé 600 euros le 21 décembre 2021 sur la plateforme d'échange epexspot quand on sait que EDF doit céder une partie de sa production à ses concurrents détaillants au prix de 42 euros dans le cadre du mécanisme ARENH? La réponse est que le mécanisme de marché qui conduit à des pics de prix tels que celui de décembre nous informe sur les tensions régnant dans le secteur électrique alors que l'ARENH et ses aménagements récents sont un mécanisme politico-administratif résultant d'un compromis passé entre la France et les autorités bruxelloises pour développer la concurrence sur le marché de détail de l'électricité, donc manipulable au gré des humeurs de l'opinion publique et des échéances électorales.

Aussi paradoxal que cela puisse paraitre, des pics de prix (plafonnés à 3.000 euros/MWh sur epexspot) permettent de minimiser les coûts. Voilà qui mérite quelques explications.

Le problème à résoudre est loin d'être simple : il s'agit de fournir un produit non stockable à des utilisateurs dont la demande varie constamment selon les heures, les jours et les saisons, et qui ne connaissent pas leurs vrais besoins en kWh puisque ceux-ci transitent par les équipements installés sur les lieux de consommation, par exemple les radiateurs pour assurer le chauffage. Il faut ajouter que les perspectives d'électrification de l'industrie et des transports pour lutter contre le réchauffement climatique vont exiger des investissements colossaux au cours des prochaines décennies, donc des niveaux de rentabilité suffisants pour attirer les investisseurs.

Si l'on veut à tout prix exclure les coupures d'approvisionnement, puisque le produit n'est pas stockable il faut empiler suffisamment d'unités de production pour servir la demande en permanence. Reste à savoir comment constituer ce stock de moyens de production (en anglais, on parle de mix, en français, de bouquet) et dans quel ordre utiliser les différentes technologies (ordre de mérite ou de préséance).

Constitution du bouquet énergétique

Ce sont les durées d'utilisation prévues qui dictent le choix des technologies à empiler. Si l'on veut produire tout au long des 8.760 heures de l'année, il vaut mieux installer des équipements utilisant la technologie qui coûte le moins en frais d'exploitation (énergie primaire + quotas d'émission de gaz à effet de serre), mais cela exige des investissements importants. C'est le cas des centrales nucléaires. Inversement, pour des courtes durées d'utilisation, on installera des technologies à fort coût d'exploitation car elles ont l'avantage d'avoir des coûts d'installation faibles. C'est le cas des centrales au gaz. Laissons pour l'instant de côté les autres types d'énergie. Il faut donc installer des centrales à fort coût fixe/faible coût variable pour satisfaire la demande de base au long de l'année (en France, des centrales nucléaires, ailleurs, des centrales à charbon), et investir en centrales à faible coût fixe/fort coût variable (par exemple, des cycles combinés au gaz) qui ne serviront qu'épisodiquement pour compléter la production des centrales de base aux heures de pic de demande.

Une fois choisis les types d'équipement, il faut les dimensionner. Pour ce faire, on utilise la courbe des durées d'appel de puissance, c'est-à-dire la prévision des 8.760 demandes horaires de l'année présentées non dans l'ordre calendaire mais dans l'ordre décroissant des puissances à fournir (voir le livre de T.O. Léautier). On connait ainsi la demande minimale qu'il faudra servir tout au long de l'année, la maximale qui sera exceptionnelle, et toutes les puissances intermédiaires avec leur durée d'appel. A titre d'exemple, en 2021 pour la France, les deux valeurs extrêmes ont été respectivement 29.660 MW le 08 août à 7h et 88.440 MW le 11 janvier à 9h30.

Dispatching par ordre de préséance

La demande que devront servir les unités dites « pilotables » (centrales thermiques et nucléaires) n'est pas la demande totale, c'est la demande résiduelle, calculée après soustraction de la production des énergies dites 'fatales', le solaire et l'éolien. Nous faisons abstraction ici des centrales hydrauliques qui peuvent être plus ou moins pilotables ou fatales selon la capacité du réservoir et les autres usages de l'eau (irrigation, préservation de la biodiversité, soutien d'étiage). Sur le marché de gros, les centrales pilotables installées seront appelées selon les offres de vente des divers producteurs, en commençant bien sûr par les opérateurs les moins-disants, donc ceux qui ont le coût d'opération le plus faible. Pour chaque heure, le prix d'équilibre nait de la confrontation de cet ordonnancement des offres de vente (l'ordre de préséance ainsi révélé par le marché, ou fonction d'offre) avec celui de la demande (voir epexspot). Quand la demande résiduelle est faible (par exemple, lors d'un week-end d'été bien ventilé), l'offre et la demande se croisent au niveau du coût d'opération des centrales « de base », celles qui fonctionnent à l'énergie nucléaire ou au charbon, et le prix est donc bas. Quand elle est forte (l'hiver en fin de journée), l'intersection des deux fonctions se fait au niveau du coût des centrales d'appoint, les turbines à gaz. Si cela se produit alors que le gaz et les quotas d'émission de CO2 sont très coûteux, le prix de l'électricité atteint des sommets, bien supérieurs au coût d'opération des centrales nucléaires.

Les unités de production qui ne fonctionnent qu'en pointe doivent pouvoir couvrir tous leurs coûts, y compris leurs coûts fixes, sur un petit nombre d'heures. Les consommateurs peuvent donc accepter à la rigueur que, puisque cette partie de la production est coûteuse, les prix versés aux centrales d'appoint soient élevés. Mais certains s'interrogent, jusque dans les sphères ministérielles : pourquoi le prix élevé des heures de pointe bénéficie-t-il aussi aux centrales de base alors qu'elles fonctionnent en permanence, hors périodes de maintenance ? Si les centrales de base ne bénéficiaient pas de cet apport de recettes, pour couvrir leur coût complet il faudrait augmenter le prix de l'électricité aux heures hors pointe, ce qui pousserait à la baisse la demande hors pointe, et donc réduirait les capacités de production à installer en base. In fine, le bouquet de technologies ne serait plus celui qui minimise les coûts. L'optimisation du parc de production et la fixation des prix qui rémunèrent les installations ne doivent pas être traités séparément. Chacune conditionne l'autre.

La flambée des prix de l'énergie nous rappelle que nous avons amorcé une transition énergétique couteuse qui requiert des investissements massifs. C'est au moment où les marchés remplissent le mieux leur fonction de lanceur d'alerte pour guider ces investissements qu'ils sont le plus critiqués. Avec M. Boiteux, nous pensons que « les tarifs sont faits pour dire les coûts comme les horloges pour dire l'heure ». Empêcher les prix de monter en période de tension provoque des choix inefficients qu'il faudra payer de toute façon par d'autres moyens à d'autres moments.