L'
accord
sur la réforme du marché de l'électricité
conclu
le 17 octobre
par
les
ministres européens de l'Énergie
met un terme à
une consultation publique
lancée
par les États membres de l'UE
,
et motivée par
la crise de l'énergie de 2022.
Cet accord
vise à organiser les échanges entre producteurs d'électricité, fournisseurs sur le marché
de
détail et industriels.
Il doit
répondre à deux défis. Le premier est de
promouvoir
les investissements
en
équipements de production
d'électricité décarbonée
.
Les besoins sont immenses
et il faut que le système de rémunération
rassure les investisseurs
quant à
la rentabilité financière des nouvelles centrales éoliennes, solaires ou nucléaires.
Le second
défi est
d
e faire
en
sorte que les équipements installés soient utilisés efficacement.
Côté offre,
les
sources de production d'électricité les moins coûteuses doivent être appelées en priorité
. Côté demande, l
es usages les plus productifs
doivent
l'emporter. Le marché de gros et un dispatching selon l
'«
ordre
de mérite »
répond
ent
au second défi
. Il
s
crée
nt
un signal prix pertinent de rareté de la ressource qui
conduit à
cette efficacité allocative.
Le
principe
en
a été réaffirmé dans le compromis signé le 17 octobre.
L
'accord favorise la signature
de
deux types de contrats de long terme
: les
Accords d'Achat d'Électricité (AAE
et
PPA
en anglais pour
Purchasing
Power
Agreements
)
et les
contrats d'écart compensatoire bidirectionnels
(en anglais
,
CfD
,
pour
Contra
c
ts
for
Difference
). Les
AAE
sont des contrats de gré à gré entre un producteur et
un
industriel ou
un
fournisseur d'électricité sur le marché de détail. Les acheteurs et vendeurs d'électricité s'entend
ent
à l'avance
sur le prix
et la quantité à livrer
. On parle alors d'un contrat physique. Les échanges se font hors marché de gros.
Au contraire
,
avec les
CfD
l'électricité est mise sur le marché par les producteur
s
et donc
rémunérée
au prix du marché, mais ce prix est complété par un transfert payé ou reçu par l'autre partie au contrat. Ce sont donc
des contrats financiers
, mais dont l'exécution est conditionnée par une livraison physique
.
L
a rémunération du producteur est
fixée
à l'avance
par
un
prix de référence
appelé « prix d'exercice »
.
Dans la forme la plus courante d
u
CfD
bidirectionnel, c'est l'État qui compense le producteur
pour le
manque à gagner
lorsque
le prix d
e marché
est inférieur au prix d
'exercice
.
Inversement, le producteur reverse la différence
lorsque
le prix
de
marché est supérieur au prix d
'exercice
.
Les
CfD
ont l'avantage de réduire le risque auquel
font face
les investisseurs
sans remettre en cause l'existence du
marché de gros.
Néanmoins, la rémunération du producteur étant garantie à un niveau fixé par l'État, rien n'indique que l'efficacité
allocative
du marché
sera
préservée
. Certaines centrales pourraient être appelées à produire alors qu'elles ne sont pas
les moins coûteuses.
En effet, supposons qu
'un producteur d'électricité signe un
CfD
dont
le prix d'exercice
est
de 60 euros par MWh. Si le prix de marché est de 40 euros le MWh, l'État versera la différence de 20 euros par MWh. S'il grimpe à 80 euros, le producteur devra reverser 20 euros par MWh.
Par conséquent, le producteur gagne 60 euros par MWh indépendamment des prix sur le marché de gros. Il a donc intérêt à produire à partir du moment où le prix d'exercice excède son coût de production. Et donc à enchérir le prix le plus bas possible pour être sûr d'être appelé dans le dispatching qui est construit en empilant les offres de production par ordre d'enchères croissantes. Inversement, si son coût de production est supérieur aux prix d'exercice, il perdrait pour chaque MWh produit. Il va donc enchérir un montant suffisamment élevé pour ne pas être appelé.
Ce faisant, le résultat des enchères sur le marché de gros ne reflètera pas les coûts de production et donc ne permettra pas un dispatching efficace. Ainsi, si le prix de marché est de 40 euros par MWh quand le prix d'exercice du
CfD
est de 60 euros
par
MWh, une centrale dont le coût de production est de 50 euros par MWh qui a à enchéri en dessous de 40 euros sera appelée dans l'ordre de mérite et empochera une marge de 60-50 = 10 euros par MWh. Symétriquement, si ses coûts sont de 70 euros
par
MWh, elle va éviter de produire pour ne pas faire de perte même si le prix de marché monte à 80 euros par MWh. En assurant complètement le producteur contre les variations de prix, un
CfD
bidirectionnel fonctionne comme les tarifs d'achat garantis des
énergies
renouvelables qui ont contribué
à l'occurrence d'épisodes de prix nuls, voire négatifs
.
Il faut donc bien réfléchir
à la conception
des
CfD
. Il s'agit d'apporter des garanties sur la rémunération future
qui
encourageront
l
es
investissement
s
(nouvelles capacités de production et maintenance de l'existant) tout en préservant les propriétés de dispatching efficace du marché de gros.
Comme le stipule le texte de l'accord
:
Il ne faut pas seulement obliger les producteurs à enchérir sur le marché de gros mais également faire en sorte qu'une partie de leur rémunération
ne
dépende
pas que
de leur position sur ce
marché.
P
lusieurs options sont ouvertes dont il reste à évaluer les avantages et les inconvénients respectifs. Par exemple, pour que les contrats soient purement financier
s
, le
s
CfD
peu
ven
t s'appliquer à un volume spécifié à l'avance (calculé sur la base de la capacité de production ou une fraction suffisamment élevée de cette capacité) plutôt qu'aux volumes effectivement vendus.
Il faut éviter les comportements opportunistes qui biaiseraient le dispatching au détriment de l'intérêt collectif.
La réforme du marché de l'électricité, dont le but initial était de répondre à la crise énergétique, va
déterminer dans quelle mesure l'objectif
de
neutralité carbone en 2050 pourra être atteint et à quel coût.
Comme nous l'expliquons plus longuement
dans une note
téléchargeable
ici
, les contrats à long terme peuvent faire partie de la solution
, à condition
qu'ils soient bien conçus, et que le
marché de gros
soit
préservé. Le marché de détail doit aussi être repensé pour s'adapter aux nouveaux usages (autoconsommation, mobilité électrique, stockage de l'énergie ...).
L'accord
du 17 octobre
est
étrangement silencieux sur le sujet. Il se contente de préconiser qu'en cas de nouvelle envolée durable des prix
telle que celle qu'on a connu
e
en 2022,
les États puissent adopter facilement, dans le cadre d'un mécanisme de crise, des mesures de type
« bouclier tarifaire »
.
La lutte contre le réchauffement climatique, les tensions géopolitiques, l'acceptabilité sociale des moyens de production, et l'incertitude technologique créent
des
risque
s
macroéconomique
s
important
s
.
In fine
quelqu'un doit supporter ce
s
risque
s
, ce que beaucoup feignent d'ignorer. Pour mieux partager ces risques macroéconomiques, les contrats à long terme sont l'instrument idoine. L'État peut régir et réguler ce marché assurantiel, mais il ne doit pas en rigidifier toutes les modalités, par exemple en mettant toute la production d'électricité sous
CfD
à prix unique, ce qui pourrait tuer ce marché et empêcher que soit atteint le partage des risques optimal.
