Evaluation du mécanisme

III.2.4.1 Précision de la procédure de notification

101. Dans l’état actuel de la législation, la notification de mise à l’arrêt constitue une option gratuite d’entrée dans la réserve stratégique facilement rétractable jusqu’à la remise de l’offre si les perspectives de marché viennent à s’améliorer. Cela ne pose pas de problème à la condition que deux mesures soient prises. D’une part, il est important d’assurer la publication de ces annonces pour informer les autres acteurs du marché ; d’autre part, une annonce d’arrêt définitif devrait être accompagnée de la suppression de l’autorisation de production à partir du moment où l’unité est effectivement mise à l’arrêt.

Il est souhaitable que les unités restent dans le marché et donc disposent de cette possibilité d’y revenir jusqu’au dernier moment. Empêcher le retour sur le marché d’unités placées en réserve stratégique constituerait une destruction de valeur.

L’article 4bis, § 2, de la loi électricité habilite le Roi à « fixer la procédure de notification » de la mise à l’arrêt, notamment en ce qui concerne « la forme et les modalités de la notification ». Il conviendrait en outre - et surtout - d’habiliter le Roi à déterminer les conséquences de la notification de mise à l’arrêt, ainsi que les modalités permettant à l’unité de revenir dans le marché. En tout état de cause, la CREG constate que le Roi n’a pas encore mis en œuvre l’habilitation qui lui est conférée.

III.2.4.2 Facilitation du retour dans le marché

102. Seule la perspective de capter des pics de prix et/ou la nécessité de remplir les obligations d’ARP justifient le maintien de certaines d’unités de type TGV dans le marché.

Or :

- compte tenu du nombre important d’unités TGV de même type et donc de coûts variables pratiquement identiques, la concurrence est très vive entre ces unités lorsque les tensions sur le marché leur permettent à nouveau de se classer dans le merit order ;

- l’augmentation des capacités d’interconnexion les exposent davantage à la concurrence étrangère ;

- les ARP se tournent vers d’autres modes de couverture de la charge, plus flexibles (groupes de secours, contrats interruptibles).

103. Il est donc possible, en l’absence d’un relèvement suffisant des prix sur le marché, que d’autres unités de type TGV basculent encore vers la réserve stratégique en raison de leur manque de rentabilité.

Si la volonté est de conserver toutes ces unités, une partie importante du parc de production au gaz se trouvera sous le contrôle du gestionnaire du réseau, d’où la nécessité d’une correcte évaluation des besoins d’une part, et d’une réflexion sur le rôle joué par la réserve stratégique d’autre part.

Si les conditions de marché redeviennent favorables, les unités contractées pour plusieurs années devraient être autorisées à revenir dans le marché à l’issue de chaque terme annuel, de façon à réduire le volume de la réserve.

S’il s’agit de garder en réserve uniquement la capacité nécessaire pour faire face aux situations exceptionnelles que le marché n’est pas prêt à couvrir, un plafonnement du volume de la réserve stratégique pourrait être envisagé.

III.2.4.3 Elargissement à d’autres types d’unités

104. Depuis la conception du mécanisme de la réserve stratégique, la situation en matière de sécurité d’approvisionnement en Belgique a fortement évolué avec la perte (jusqu’à présent temporaire) de 2.000 MW de capacité nucléaire. Suite à cette circonstance et, compte tenu de l’incertitude d’un retour de ces unités, aucune initiative spécifique n’a été prise pour déployer de nouvelles capacités, à l’exception du relèvement du tarif de déséquilibre à 4.500 EUR/MWh en cas d’activation de la réserve stratégique lorsque le structural shortage indicator est positif.

Dans ces conditions, il était évident que le volume de 1.200 MW de réserve stratégique pour l’hiver 2014-2015, requis par le Secrétaire d’Etat à l’Energie, ne pouvait pas être atteint. Ceci a eu pour effet de supprimer toute forme de concurrence dans la réserve stratégique, chaque capacité offerte ayant la garantie d’être contractée. Et pour l’hiver 2015-2016, il est fort probable que le gestionnaire du réseau sera encore moins en mesure de contracter un volume suffisant pour atteindre le niveau requis de la réserve stratégique, fixé à 3.500 MW.

En l’absence d’initiative privée et pour autant que le besoin soit avéré, il pourrait alors être envisagé d’élargir – à certaines conditions – la réserve stratégique à d’autres types d’unités (voy. ci-après).

105. L’analyse des réponses à la consultation publique permet de relever encore certaines critiques que les acteurs du marché adressent au mécanisme de la réserve stratégique :

- du point de vue des traders, le maintien de la capacité hors marché empêche son exploitant de formuler des offres lorsqu'elle pourrait se placer en ordre utile dans le merit order ce qui a pour effet de créer artificiellement une rareté et contribue à la survenance plus rapide et plus fréquente de pics de prix.

La CREG ne partage pas ce point de vue. Les unités ont librement décidé de quitter le marché et le seul motif pour lequel elles sont reprises dans la réserve stratégique est la sécurité d’approvisionnement. Le fonctionnement normal du marché est donc maintenu ;

- un répondant craint qu’une occurrence répétée de prix de 3.000 EUR/MWh ou de 4.500 EUR/MWh entraîne la faillite de certains acteurs du marché.

La CREG est d’avis que dans un marché libéralisé, il appartient aux acteurs de couvrir leurs obligations. Si un acteur est défaillant, un autre reprendra ses obligations. Couvrir ce risque est le métier des ARP ;

- un producteur estime que le relèvement du tarif de déséquilibre à 4.500 EUR/MWh crée un risque auquel les producteurs/ARP étrangers ne sont pas exposés. Il relève en outre que, si le producteur vend à 3.000 EUR sur le marché day ahead mais n’est pas en mesure d’injecter suite à un problème technique, il s’expose à une pénalité de 4.500 EUR/MWh, en cas de panne de l’unité et souhaiterait dès lors une harmonisation des plafonds de prix day ahead et intraday.

La CREG constate que, dans les faits, le prix de 4.500 EUR/MWh ne sera appliqué qu’en cas de rareté et le degré d’exposition à ce risque dépendra de la fiabilité de l’installation. De plus, il peut s’agir d’un risque, mais également d’une opportunité ;

- la clarté n’étant pas faite quant à la possibilité et aux conditions de retour sur le marché des unités ayant annoncé leur mise à l’arrêt et intégrées de ce fait dans la réserve stratégique, cela peut perturber les décisions d’investissement.

Certains estiment que le retour sur le marché ne devrait plus être permis.

La CREG est d’accord pour ce qui concerne les notifications de mises hors service définitives, mais pas pour les arrêts temporaires, et ce, pour deux raisons : d’une part, parce qu’il faut un certain laps de temps pour réaliser un investissement de grande échelle, d’autre part parce qu’il s’agirait d’une destruction de valeur. La CREG reviendra sur ce sujet dans un futur proche.

106. Par ailleurs, certains participants à la consultation ne perçoivent pas la réserve stratégique comme constituant une solution durable en vue de résoudre un problème structurel d’adéquation, et l’envisagent plutôt comme un mécanisme transitoire, en privilégiant à plus long terme une solution qui maintiendrait les capacités dans le marché.

Plusieurs intervenants sont ainsi d’avis que le volume de la réserve stratégique devrait être limité.

- Enfin, certains s’interrogent également sur la pertinence de l’intégration de la demand response dans la réserve stratégique. D’autres répondants reconnaissent certes que cela a permis de développer la demand response mais craignent qu’une rémunération attractive au sein de la réserve stratégique ne retire du marché et des services auxiliaires une partie de la flexibilité offerte par la demand response.

La CREG va réaliser une étude au sujet de la demande.