Grande Bretagne

Contexte

45. Dans le cadre d’une importante réforme de son marché de l’énergie destiné à atteindre l’objectif en matière de réduction des émissions, et pour faire face à la perte prévue d’un cinquième de la capacité existante, le département britannique de l’énergie et du climat (DECC) a fait part le 15 décembre 2011 de sa décision de se doter d’un cadre légal pour établir un marché de la capacité en 2014.

Jusqu’à présent, le pays a disposé d’une confortable réserve d’unités TGV résultant du

« dash for gas » des années 1990. Des unités de production intermittentes (éolien) ou moins flexibles (nucléaire) vont les remplacer. Les unités TGV vont donc moins fonctionner et de façon plus irrégulière rendant leur rentabilité plus précaire. Or, le caractère intermittent ou peu flexible de ces nouvelles unités rend indispensable la présence d’unités thermiques de pointe ainsi que d’autres approches non liées à la production (effacement de la demande, stockage).

Objectif

46. Le but du gouvernement est de se doter de moyens d’action si un manque de capacités apparaissait (le scénario intermédiaire indique que cela ne devrait pas se produire avant 2020).

47. Le système ne sera utilisé que si c’est nécessaire et si le rapport coût-efficacité est positif (compromis entre fiabilité du système déterminée en fonction d’un critère prédéfini et coût pour la collectivité). La première enchère pourrait avoir lieu à l’automne 2014 pour une mise à disposition pour l’hiver 2018-2019.

Mode de fonctionnement

48. L’option retenue est le marché de la capacité de type capacity auction (cfr PjM))¹⁵. La solution de la réserve de capacité a été écartée.

49. Une estimation de la demande de pointe sera réalisée par le GRT (National Grid), Ofgem ainsi que par d’autres experts et sera communiquée au gouvernement.

50. Le gouvernement décidera du montant total de capacité nécessaire pour assurer la sécurité d’approvisionnement (pointe + marge). Ce montant sera contracté via une enchère centralisée organisée par le GRT. L’effacement de la demande ainsi que le stockage pourront y participer. L’enchère aura lieu 4 à 5 ans avant l’année de livraison de la capacité pour permettre aussi bien aux capacités existantes qu’aux nouvelles unités d’y participer ce qui favorisera la liquidité et la compétition sur le marché (le délai pourrait être raccourci pour la première enchère).

51. Dans la mesure où les subsides reçus par les RES suffisent pour soutenir l’investissement, ils seront exclus du marché de la capacité.

52. Pour éviter que les projets d’investissement actuels soient postposés jusqu’à l’instauration du marché de la capacité, les unités construites entre 2012 et la première enchère seront traités de la même façon que les nouvelles capacités.

53. Les détenteurs de capacités ayant participé avec succès à l’enchère signeront un capacity agreement. Pendant l’année/les années spécifiées dans le contrat, ils recevront un flux de revenus prévisible pour couvrir les coûts de leur capacité. En retour, ils s’engageront à fournir de l’électricité lorsque c’est nécessaire faute de quoi ils s’exposeront à des pénalités.

15 DECC, Electricity market reform: capacity market – design and implementation update, 28 mars 2012

Coûts

54. Dans son analyse d’impact¹⁶, le DECC estime la valeur actualisée nette d’un marché de la capacité à £-2.613 millions sur la période 2012-2030 par rapport à un energy only market fonctionnant de façon optimale. Les coûts additionnels sont considérés comme une assurance payée par les consommateurs contre les pics de prix et les blackouts.

55. Les coûts de la capacité seront répartis entre les fournisseurs d’électricité à partir de l’année de mise à disposition des capacités, par exemple, en fonction de leur présence à la pointe, de façon à les inciter à réduire leur part dans la pointe. Les pénalités leur seront ristournées.

Le design définitif du marché devrait être connu fin 2013. Certains éléments du système doivent encore faire l’objet d’études :

Interaction avec les services de balancing

56. Le marché de la capacité n’a pas pour but de contracter de la flexibilité, mais d’assurer un volume adéquat de capacité totale. DECC compte sur le marché de l’électricité pour envoyer les signaux de prix adéquats pour garantir le mix correct de flexibilité pour assurer l’équilibre du système. La conception du marché de la capacité prendra en compte l’interaction de celui-ci avec la fourniture des services de balancing.

Type d’enchère

57. L’enchère devra garantir à la fois que les revenus attribués sont suffisants pour inciter les détenteurs de capacités à y participer et que les consommateurs ne vont pas payer plus qu’il est nécessaire pour assurer la sécurité d’approvisionnement.

Différentes options vont être envisagées (« pay as bid », « descending clock »,…). La question de savoir si les capacités existantes et nouvelles doivent être traitées de la même façon déterminera partiellement le type d’enchère.

16 DECC, Impact assessment, 15/12/2011

Durée du capacity agreement

58. La durée du contrat et le traitement différencié ou non des capacités existantes et nouvelles n’est pas encore tranché:

- d’une part, des contrats courts et uniformes (1 an par exemple) sont plus facilement négociables et les consommateurs ne sont pas liés par des contrats de long terme;

- d’autre part, des contrats plus longs permettent d’imputer les coûts sur une plus longue période, ce qui peut réduire le coût du capital pour les nouveaux investissements et éviter les à-coups sur le marché. L’option retenue sera probablement de contracter pour 1 an avec les capacités existantes et pour une plus longue période avec les capacités nouvelles ou rénovées (de façon par exemple à leur garantir la couverture des coûts fixes sur 5 ans).

Critères de pré-qualification

59. Les détenteurs de capacités devront remplir certaines exigences avant de pouvoir participer à l’enchère. Ils devront démontrer leur capacité à être opérationnels l’année de livraison de façon à réduire le risque d’attribuer des contrats à des détenteurs qui seraient ensuite incapables de fournir la capacité nécessaire.

60. Des critères spécifiques seront élaborés pour les unités de production basées en Grande-Bretagne, pour les capacités interconnectées et pour les non-generation technologies telles que la réduction de la demande ou le stockage.

S’il est souhaitable d’intégrer les non-generation technologies dans le marché, une série de questions se posent au sujet de la base à prendre en considération pour la vérification.

Enchère secondaire et trading

61. Il est possible qu’une seconde enchère plus proche dans le temps du moment de la fourniture soit organisée pour corriger les erreurs d’estimations.

62. L’intention est d’introduire un marché secondaire des contrats de capacités de façon à permettre aux détenteurs de contrats de gérer leur exposition aux risques en réduisant ou en augmentant leurs engagements.

Fourniture et pénalité

L’approche pour fixer la pénalité peut être administrative ou basée sur le marché.

63. Dans l’approche administrative, des règles fixent le type et le montant de la pénalité. Elle a l’avantage d’être prévisible, mais présente l’inconvénient de nécessiter plus de règles (volume à fournir par chaque détenteur, périodes pendant lesquelles le détenteur devrait être disponible) et nécessite des contrôles physiques.

64. L’approche marché peut prendre la forme de la ‘reliability option’. Le contrat de capacité oblige son détenteur à rembourser la différence entre le prix de l’électricité sur un marché de référence et un prix prédéterminé (strike price). Le prix d’exercice serait fixé à un niveau intermédiaire entre des conditions normales de marché et une situation de manque de capacité (par exemple, £500/MWh) de façon à limiter l’interférence du marché de la capacité avec le marché de l’électricité. Cela signifie que les détenteurs de contrats de capacités sont fortement incités à être disponibles en période de déficit et qu’en échange du coût de la capacité, les consommateurs ont la garantie que le prix de marché ne dépassera pas le prix d’exercice.

Cette approche évite les contrôles administratifs, mais offre moins de garantie dans la mesure où aucun contrôle ne serait réalisé pour s’assurer que le fournisseur de capacité en détient en suffisance.

Elle peut également avoir plus d’impact sur la liquidité du marché forward étant donné que les fournisseurs de capacités pourraient chercher à couvrir leur position sur le marché de la capacité en vendant de l’électricité sur le marché de référence.

65. Le DECC, dans une analyse des synergies et des conflits d’intérêts potentiels découlant du rôle clé attribué au GRT dans la mise en œuvre du mécanisme, relève que cela accroîtra encore la complexité de la tâche du GRT et la dépendance du secteur de l’électricité à la performance avec laquelle il va remplir sa mission.