Commission de Régulation de l’Electricité et du Gaz Rue de l’Industrie 26-38
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COMMISSION DE REGULATION DE L’ELECTRICITE ET DU GAZ
ETUDE
(F)121011-CDC-1182
relative aux
«mécanismes de rémunération de la capacité»
réalisée en application de l'article 23, § 2, 2°, de la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité
11 octobre 2012
TABLE DES MATIERES
INTRODUCTION ... 3
I. PRINCIPES GENERAUX ... 4
I.1 Energy only market: Belgique, Allemagne, Pays-Bas, Grande-Bretagne, France, Texas, Australie, Nouvelle-Zélande ... 6
I.1.1 Principe ... 6
I.1.2 Limites du modèle ... 7
I.2 Notion d’adéquation ... 7
I.3 Objectifs d’un mécanisme de rémunération de la capacité ... 9
II. TYPES DE MECANISMES DE REMUNERATION DE LA CAPACITE (CRMs) ...10
II.1 Types de CRMs ...10
II.2 Mécanisme de sécurisation par les prix ...12
a) Capacity payment : Espagne, Portugal, Irlande ...12
II.3 Mécanisme de sécurisation par les quantités ...16
II.3.1 Mécanisme contractuel ...16
b) Réserves stratégiques de capacité (tender for targeted resource) : Suède, Finlande ...16
II.3.2 Mécanismes de marché de la capacité ...19
III. PAYS EN COURS DE REFLEXION EN EUROPE ...31
III.1 France ...31
III.2 Allemagne...33
III.3 Grande Bretagne ...35
III.4 Italie ...40
III.5 Espagne ...41
III.6 Pays-Bas ...41
IV. ENSEIGNEMENTS TIRES DES EXEMPLES ETRANGERS ...42
IV.1 Résultats mitigés ...42
IV.2 Insécurité régulatoire ...43
V. TRANSPOSITION AU MARCHE BELGE...44
V.1 Dispositions légales ...44
V.2 Modalités de mise en œuvre ...46
V.2.1 Constitution d’une réserve stratégique R4 ...46
V.2.2 Assurance contre le manque de rentabilité ...51
VI. CONCLUSION ...64
ANNEXE 1 – Dispositions légales ...65
INTRODUCTION
La COMMISSION DE REGULATION DE L’ELECTRICITE ET DU GAZ (CREG) a réalisé cette étude dans le but d’examiner les mécanismes de rémunération de la capacité de production mis en place ou en cours d’analyse dans différents pays et d’en tirer les enseignements pour le marché belge de l’électricité.
Le premier chapitre expose les principaux généraux de la rémunération de la capacité. Le second chapitre présente une typologie des mécanismes existants et une illustration de leur application dans différents pays. Le troisième chapitre présente les réflexions menées par les pays projetant d’établir un tel mécanisme en Europe. Au quatrième chapitre, les enseignements des exemples étrangers sont tirés. Les réflexions relatives à la transposition au marché belge figurent dans le cinquième chapitre. La conclusion est tirée dans le sixième chapitre.
Le Comité de direction de la CREG a approuvé cette étude lors de sa réunion du 11 octobre 2012.
I. PRINCIPES GENERAUX
Comme le montre la carte en page suivante, les pays européens peuvent être regroupés en deux catégories selon le mécanisme de sécurité d’approvisionnement choisi:
- energy only markets;
- capacity mecanisms.
Source : Fortum
I.1 Energy only market
1: Belgique, Allemagne, Pays-Bas, Grande-Bretagne, France, Texas, Australie, Nouvelle- Zélande
I.1.1 Principe
1. Le producteur est rémunéré par la seule vente de l’énergie sur le marché (rémunération des MWh). Ceci postule que le signal de prix envoyé par le marché est suffisant pour assurer la sécurité d’approvisionnement à terme.
2. En théorie, les coûts fixes sont couverts:
- par la rente infra marginale pour les unités en début et en milieu de merit order;
- par la rente de rareté (dégagée lorsque le prix de marché est supérieur au coût marginal) pour les unités de pointe.
Une occurrence accrue des pics de prix sur le marché spot donne le signal aux investisseurs qu’un nouvel investissement dans des unités de pointe (unités dont le coût marginal est le plus élevé) serait rentable. Ce sont les forces de marché qui assurent le niveau de fiabilité souhaité du système.
Si le marché fonctionnait parfaitement, le revenu de la vente des MWh suffirait à assurer la rentabilité du parc de production.
Il convient de noter également l’importance du signal prix sur le marché forward dans la mesure où la majeure partie des achats et des ventes se font à terme (mettant les consommateurs à l’abri des pics de prix sur le marché day ahead).
1 Joskow – Center for Energy and Environmental Policy Reseach : « Competitive Electricity Markets and investment in New Generation Capacity », April 2006
I.1.2 Limites du modèle
3. Mais, si les conditions ne sont pas réunies notamment suite à:
i. des distorsions de marché (price cap qui limite les pics de prix bien en deçà de la value of lost load (VoLL)2 et génère un problème de missing money, subsides, barrières à l’entrée,…);
ii. une faible élasticité à court terme de la demande au prix;
iii. un manque de capacité de transport ;
et si le marché doit faire face à l’arrivée massive de la production renouvelable subsidiée et à faible coût marginal, perturbant l’équilibre économique entre la production de base, intermédiaire et de pointe d’une part et rendant les prix spot plus volatiles et plus extrêmes (à la baisse ou à la hausse) d’autre part, les investissements dans des technologies conventionnelles paraissent plus risqués et moins rentables (ce qui n’est pas nécessairement le cas au niveau du portefeuille de production).
Des mesures complémentaires ainsi qu’un complément de revenu sous la forme d’une rémunération de la capacité (CRM – Capacity Remuneration Mechanism) pourraient s’avérer nécessaires pour ne pas détériorer le climat d’investissement et compromettre l’adéquation des moyens de production et donc la sécurité d’approvisionnement à terme.
I.2 Notion d’adéquation
4. L’adéquation peut se définir comme la capacité du système à couvrir la demande globale à tout moment. Elle se différencie de la sécurité qui correspond à la capacité du système à faire face à des perturbations soudaines (balancing et stabilité du réseau) de façon à lui permettre de fonctionner en temps réel.
2 Prix maximum auquel les consommateurs sont prêt à payer l’électricité pour éviter la rupture d’approvisionnement. Ce prix donne un signal relatif au niveau adéquat de sécurité d’approvisionnement.
L’adéquation augmente donc la probabilité de disposer à tout moment de la production suffisante pour couvrir la demande, mais ne réduit pas le besoin de disposer d’une réserve pour couvrir la demande en temps réel. La figure suivante illustre le mode de calcul de la réserve de capacité par rapport à la demande de pointe employé par ENTSO-E3.
Il convient de rappeler que l’adéquation est une condition nécessaire, mais pas suffisante pour se prémunir d’un black-out, celui-ci pouvant être provoqué par un incident.
Figure 1: Exemple d’analyse de l’adéquation des moyens de production dans un pays
Source : ENTSO-E4
Dans ce schéma, « non usable capacity » désigne les moyens de production ne présentant pas un degré de fiabilité suffisant. « Load » tient compte des capacités d’effacement de la demande.
Lorsque la « remaining margin » est négative, le système manque de capacités de production en situation de fonctionnement normal. Lorsqu’elle est supérieure ou égale à l’ « adequacy reference margin », des moyens de production sont disponibles pour l’exportation. Lorsqu’elle est inférieure à l’ « adequacy reference margin », le système doit compter sur les importations pour faire face à des conditions difficiles.
3 Dans son étude 1074, la CREG utilise une méthodologie quelque peu différente, basée sur une simulation du fonctionnement du parc tenant compte d’une méthode de calcul probabiliste de la disponibilité des unités de production auxquelles sont associés des paramètres technico-économiques et une projection de la demande définie sous la forme d’une courbe chronologique horaire décrivant l’évolution de l’énergie appelée au cours de l’année. Le modèle permet de sélectionner itérativement de manière exogène les investissements en nouvelles unités de production du parc centralisé qu’il convient de réaliser dans une optique de minimisation des coûts tout en respectant un critère de fiabilité (LOLE de 16 heures par an pour un système sans importation).
4 ENTSO-E Report, System Adequacy Forecast 2010 - 2025
I.3 Objectifs d’un mécanisme de rémunération de la capacité
5. Le choix de créer un mécanisme de rémunération de la capacité peut répondre à différentes motivations:
- assurer l’adéquation de la capacité dans un marché occupé par plusieurs intervenants dont la mission n’est plus d’assurer l’équilibre général du système (cfr. USA dès1970);
- résoudre le problème du missing money (incapacité à couvrir les coûts fixes) découlant de la réduction du nombre d’heures de fonctionnement des unités de production classiques (principalement de semi pointe) et de l’existence de plafonds sur le marché spot5;
- gérer l’intermittence de la production des RES (renewable energy sources) qui bénéficient d’une politique de soutien (la subsidiation de certains moyens de production générant le besoin de subsidiation d’autres moyens de production);
- gérer une structure de consommation particulière (par ex : pics de consommation en France).
L’objectif poursuivi et le contexte particulier du pays expliquent la diversité des solutions mises en place.
En bref, un mécanisme de capacité requiert l’évaluation d’un niveau approprié de capacité (par exemple 110% de la demande de pointe) et un incitant à fournir cette capacité fiable et flexible qui prend, pour les producteurs, la forme d’un revenu pour la capacité installée et, pour les consommateurs, d’une rémunération pour l’énergie non consommée.
5 Sur le marché belge, ces plafonds sont de 3.000 €/MWh sur le marché day ahead et 9.000 €/MWh sur le marché intraday
II. TYPES DE MECANISMES DE REMUNERATION DE LA CAPACITE (CRMs)
II.1 Types de CRMs
6. Ils se classent en cinq catégories6:
a) capacity payment ;
b) strategic reserve (tender for targeted resources);
c) capacity obligation ; d) capacity auction ; e) financial reliable option.
Le schéma ci-après illustre la typologie des cinq mécanismes.
Schéma 1 : Typologie des mécanismes de rémunération de la capacité
6 DECC, Planning our electric future: a white paper for secure, affordable and low-carbon electricity, juillet 2011
EURELECTRIC, RES Integration and Market design : are Capacity Remuneration Mechanisms needed to ensure generation adequacy?, mai 2011
Capacity mecanisms
Capacity auction Financial reliable option Capacity payment
(tender for targeted resources) PjM Modèle théorique Espagne
Strategic reserve Suède
capacity obligation France (projet) Sécurisation par les volumes (volume de la capacité fixé par l'autorité)
Sécurisation par les prix (prix de la capacité fixé par l'autorité)
Mécanisme de marché Appel d'offre restreint
Sécurisation par les prix
La rémunération est déterminée, les quantités de capacité varient.
- capacity payment : un montant fixe, déterminé par une autorité, est payé aux producteurs pour rémunérer la disponibilité de la capacité et les inciter à investir.
Sécurisation par les volumes
Le montant de la capacité est fixé, le mode de rémunération varie.
- réserve stratégique R4 (tender for targeted resources) : des capacités destinées à assurer la sécurité d’approvisionnement dans des circonstances exceptionnelles sont mises en réserve. Le niveau de paiement est fixé par appel d’offre (ex : en Suède).
Marché de la capacité (juxtaposé au marché de la commodity)
- capacity obligation : les fournisseurs ont l’obligation de contracter un certain niveau de capacité auprès des producteurs, à un prix convenu entre les parties, et payent une amende si cette capacité est insuffisante;
- capacity auction : la capacité totale nécessaire est fixée plusieurs années à l’avance par le gestionnaire du réseau de transport (GRT) ou le régulateur. Le prix est fixé par une enchère préalable (forward) et payé à tous les participants à l’enchère. Le coût est refacturé par le fournisseur au client final en fonction de son prélèvement ou de son profil de prélèvement.(ex : marchés PjM et ISO-NE aux USA);
- reliable option : il s’agit aussi d’une enchère préalable, mais pour un instrument financier (call option) et plus pour un instrument physique permettant à son détenteur de plafonner son prix d’achat. Si le prix spot sur le marché de référence dépasse un certain prix d’exercice (strike price), le producteur doit être disponible si l’opérateur du système en a besoin, sinon, il verse la différence entre ces deux prix qui est ristournée aux consommateurs. Le prix d’exercice
plafonne donc le prix sur le marché de l’énergie en période de pic. Le montant de la rémunération de la disponibilité versée aux producteurs est déterminé par le marché des options. La pénalité pour non disponibilité correspond au prix d’exercice de l’option. (ex : modèle théorique seulement mis en place en Colombie).
Le mode de fonctionnement des quatre premiers mécanismes est analysé en détail et illustré ci-dessous.
II.2 Mécanisme de sécurisation par les prix
a) Capacity payment : Espagne, Portugal, Irlande
Mode de fonctionnement
7. En plus de la rémunération perçue pour la vente des MWh, certains types d’unités de pointe reçoivent une prime, le plus souvent prédéterminée, payée à tout ou partie des capacités disponibles. Cette prime de capacité a pour but d’inciter les producteurs à investir.
C’est donc le régulateur qui fixe le prix de la capacité et le marché qui détermine la quantité de capacité.
Différentes méthodes de calcul de la prime existent. Elles prennent généralement en compte la probabilité de défaillance du système (calculée en fonction de l’O (offre) et de la D (demande) d’électricité) et le coût d’une rupture d’approvisionnement ou le coût d’investissement d’une nouvelle unité de production.
Exemples :
Espagne7
Contexte
Des feed-in tarifs très attractifs ont été accordés à l’éolien et au solaire, ce qui a réduit le nombre d’heures de fonctionnement des unités TGV. Celles-ci tournaient 3.920h en 2008 ; 3.371h en 2009, 2.715h en 2010 et seulement à 30% à 40% de leur capacité en 2011, réduisant fortement leur rentabilité.
Solutions
1. Rémunération forfaitaire de la disponibilité versée à toutes les unités hydro, charbon, gaz et fuel oil disponibles lors de périodes de pointe prédéfinies (périodes tarifaires 1 et 2), calculée selon la formule :
RSDi,j = a x indj x PNi
a = montant de la rétribution annuelle : 5.150 EUR/MW en 2012 (revu annuellement) idnj = indice multiplicateur (fonction de disponibilité de la technologie établi sur base
historique (charbon : 0,912 ; cycle combiné : 0,913 ; fuel-oil : 0,877 ; hydro : 0,237))
PNi = puissance nette de l’unité mise à disposition.
La rémunération maximale varie donc entre 4.640 EUR/MW/an et 1.220 EUR/MW/an et est destinée à couvrir les frais fixes des unités qui restent en stand by pour couvrir les pointes de consommation et les déficits de production éolienne.
Il s’agit de la seule rémunération versée aux unités existantes.
Pénalité : la rémunération est réduite en fonction de la puissance indisponible et du nombre d’heures d’indisponibilité en période de pointe.
7 Rapport de RTE 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, 1er octobre 2011
2. Aide à l’investissement pour les installations de production conventionnelles d’une capacité > 50 MW versée pendant les 10 premières années, en fonction de la disponibilité de l’unité lors des pointes.
Le montant de l’aide est calculé trimestriellement par le GRT en fonction d’un indice de couverture défini comme le rapport entre la puissance disponible totale et la puissance consommée en période de pointe. L’aide est versée à la condition que, en moyenne annuelle, la puissance disponible en période de pointe soit supérieure ou égale à 90% de la puissance nette de l’installation.
Si l’indice de couverture est ≤1,1 (réserve de 10%), l’aide à l’investissement s’élève à 28.000 EUR/MW/an (réduit à 23.400 EUR en 2012).
Si l’indice est >1,1, l’aide versée aux MW additionnels se réduit linéairement suivant la formule : (193.000-150.000 x indice de couverture) EUR/MW/an. Pour atteindre 0 lorsque l’indice atteint 1,29.
Figure 1 : Rémunération de la capacité en fonction du niveau de la réserve (EUR/MW)
Par exemple, si la marge est de 1,2, une unité de 100 MW recevra :
193.000 – 150.000 x 1,2 = 13.000 EUR/MW par an pendant 10 ans , soit 13 millions EUR.
L’estimation du coût de ces mesures était, pour 2012, de 191 millions (rémunération de la disponibilité) et 651 millions EUR (aide à l’investissement). Le gouvernement a toutefois décidé le 1er avril 2012 de réduire de 10% le paiement de la capacité.
Grande-Bretagne - ancien système de pool abandonné en 2000
Principe
Le mécanisme de marché mis en place en 1990 prévoyait une rémunération de la mise à disposition de capacité basée sur une formule prenant en compte la probabilité de perte de charge :
Capacity payment = LOLP8 x (value of lost load – system marginal price) Pool purchase price = system marginal price + capacity payment.
Problème
Dans la mesure où, d’une part les prévisions de demande day ahead étaient connues et, d’autre part, la production des autres acteurs du marché étaient principalement du base-load ou, pour les IPP (Independent Power Producers), liée à des contrats d’achat de combustible take-or-pay, les deux principaux producteurs étaient en mesure d’évaluer la demande résiduelle qu’ils devraient couvrir. Ceci leur a permis de manipuler le marché en réduisant leur capacité disponible (en déclarant des capacités indisponibles en période de pointe et en réduisant progressivement leur capacité de production) de façon à augmenter à la fois le system marginal price et le capacity payment.
Le New Electricity Trading Arrangements (NETA) mis en place en 2001 a abandonné la rémunération de la capacité9.
Avantages et inconvénients
8. Le mécanisme a l’avantage d’être simple, permet une rémunération différenciée des investissements existants et nouveaux, mais présente un inconvénient majeur : la rémunération n’est pas basée sur des règles de marché d’où le risque de pression de la part des investisseurs pour obtenir des aides élevées qui deviennent le principal moteur des investissements.
8 Lost of load probability
9 CRI, Regulation of the UK electricity industry, 2002 edition, University of Bath http://www.bath.ac.uk/management/cri/pubpdf/Industry_Briefs/Electricity_Gillian_Simmonds.pdf
II.3 Mécanisme de sécurisation par les quantités
9. Le niveau d’adéquation à atteindre est fixé au préalable et les acteurs reçoivent des signaux de prix en vue d’atteindre ce niveau de capacité désiré.
Il existe deux grands types de mécanismes : les réserves stratégiques de capacités et les marchés de capacités.
II.3.1 Mécanisme contractuel
b) Réserves stratégiques de capacité (tender for targeted resource) : Suède, Finlande
Mode de fonctionnement
Quantité
10. Les autorités fixent, plusieurs années à l’avance, le montant de la réserve stratégique R4 de capacité sur base d’une estimation de la demande et de ce que le marché fournirait en l’absence du mécanisme.
Prix
11. Au terme d’un appel d’offre, le GRT passe un contrat avec les détenteurs de capacités (de production ou d’effacement) qui lui donne le droit de mobiliser certaines capacités. Celles-ci ne seront pas disponibles sur le marché (sauf accord particulier) et sont les seules à être rémunérées. La réserve stratégique R4 joue le rôle de producteur de dernier recours.
Le coût est transféré aux fournisseurs qui le répercutent sur leurs clients.
Exemple :
Suède
Contexte
La pointe de consommation est fortement liée à la température.
La capacité hydraulique disponible varie d’une année à l’autre en fonction du niveau d’eau dans les réservoirs.
Or, après la libéralisation, les producteurs ont commencé à fermer les unités au fuel utilisées précédemment comme back up, mettant la sécurité d’approvisionnement en danger. Un mécanisme temporaire de réserve stratégique de pointe a été mis en place en 2003, d’abord pour 5 ans, puis jusqu’à 2020.
La réserve sert à faire face aux pointes hivernales résultant de conditions exceptionnelles.
Solution
La loi donne au GRT la mission de se procurer annuellement une réserve stratégique de pointe à utiliser entre le 16 novembre et le 15 mars dont il détermine le montant (1.726 MW – soit 4,8% de la capacité de production nette – en 2012 dont 362 MW d’effacement de demande). Ce volume ne peut excéder 2.000 MW.
Le GRT lance annuellement un appel d’offre ouvert à la fois aux producteurs (l’unité doit pouvoir démarrer en moins de 12 heures) et aux détenteurs de capacités d’effacement.
Au départ, ces capacités étaient retirées du marché. Depuis janvier 2009, elles sont introduites sur le marché day ahead à certaines conditions de façon à ne pas influencer la formation du prix sur le marché :
- en dernier recours après toutes les offres commerciales, si celui-ci n’arrive pas à l’équilibre ;
- au prix de la dernière offre commerciale acceptée + 0,1 €/MWh, ce qui n’est pas idéal en période de déficit sévère, lorsque des petits volumes peuvent avoir un effet disproportionné sur le prix de l’électricité. Pour remédier à ce problème, partant du principe, que les capacités d’effacement participant à la réserve seraient présentes même sans rémunération, à partir de 2012, celles- ci peuvent aussi réaliser des offres commerciales sur le marché day ahead, le but étant de favoriser le développement de la gestion de la demande.
Si les ressources ne sont pas activées, elles doivent être disponibles pour participer au balancing (après les offres commerciales).
Le coût par kWh résultant de l’appel d’offre est relativement faible pour les consommateurs et les capacités de réserve ne sont pas utilisées tous les ans.
Le montant de la réserve va progressivement se réduire pour atteindre 750 MW pour l’hiver 2017/2018 et l’hiver suivant jusqu’à l’arrêt du mécanisme en 2020 et contenir une part croissante de capacité d’effacement (à partir de 2011), le but étant de revenir à un energy only market.
La Finlande applique le même mécanisme. Les contrats sont de deux ans.
Avantages et inconvénients
12. Le système est simple et rapide à mettre en place, perturbe peu le mécanisme de formation des prix sur le marché (à la condition que les capacités soient bien dimensionnées et ne soient utilisées que dans des circonstances de pointes exceptionnelles). Le prix de marché reste le principale moteur des investissements, il ne résout dès lors pas les problèmes de volatilité des prix et de risque de « missing money ».
Ce modèle est particulièrement adapté au maintient d’unités existantes, dans le but d’une utilisation exceptionnelle, mais ne convient pas pour attirer de nouveaux investissements.
Par ailleurs, si les capacités requises sont en nombre limité, leurs détenteurs disposent d’un pouvoir de marché et peuvent menacer de les fermer si celles-ci ne reçoivent pas une rémunération. Un nombre croissant d’unités de pointe sont alors retirées du marché pour être intégrés dans la réserve, ce qui revient à un simple déplacement de capacités. En effet, si recevoir un paiement de la capacité devient plus attractif que rester sur le marché de la commodity, cela aboutit à un manque d’investissements en dehors du mécanisme, signifiant que le GRT doit se procurer toujours plus de capacité de production.
Ce mécanisme n’est pas idéal pour rémunérer le service de back up des RES dans la mesure où les unités doivent être souvent utilisées. Or, l’activation régulière de la réserve, c’est-à-dire lorsque les prix n’atteignent pas des pics importants (en théorie, la value of lost load) est proscrit. Il nécessiterait le retrait du marché de capacités plus importantes dont certaines seraient susceptibles de se classer utilement dans le merit ordre, influençant à la hausse le prix de l’électricité sur le marché day ahead.
II.3.2 Mécanismes de marché de la capacité
Mode de fonctionnement
13. Il s’agit de mécanismes de marché avec valorisation des produits plusieurs années à l’avance, dans lesquels le fournisseur joue un rôle actif assorti de sanctions pour non respect de la disponibilité.
Ces mécanismes reposent :
- d’une part, sur l’obligation pour les fournisseurs de disposer de garanties de capacité permettant d’assurer la pointe de consommation de leurs clients ainsi qu’une marge de sécurité, de façon à assurer l’équilibre global entre l’offre et la demande;
- d’autre part sur l’octroi de certificats de capacité aux détenteurs de capacités certifiées (de production ou d’effacement);
- enfin, sur des contrôles et des sanctions en cas d’indisponibilité de la capacité ou de la garantie de capacité (rendant moins attractif le retrait de capacité dans le but de faire augmenter le prix de l’électricité).
Les fournisseurs peuvent couvrir leur obligation soit directement (autofourniture / contrats bilatéraux), soit indirectement (marché organisé, enchères).
Pour garantir la rémunération des unités de pointe par un mécanisme d’enchère, une courbe administrée de demande est construite. Deux méthodes sont possibles:
- méthode PjM : le producteur peut réaliser une marge sur les coûts variables sur le marché de l’énergie et la courbe administrée de demande est conçue pour qu’il puisse récupérer la valeur manquante pour couvrir les coûts fixes (missing money) sur le marché de la capacité (ce qui va à l’encontre de la formation des prix sur un marché libéralisé) ;
- méthode peak energy rent (ISO-NE) : le marché de la capacité rémunère la totalité des coûts fixes de l’unité de pointe (coût complet du capital). Un prix plafond est fixé sur le marché de l’énergie. La marge réalisée au-delà du coût variable est retirée des revenus acquis par le producteur sur le marché de la capacité.
Quelque soit la méthode, pour éviter une rémunération non justifiée de la capacité, un mécanisme de contrôle des revenus doit être mis en place.
La certification des capacités est un point clé du mécanisme. Pour pouvoir participer au marché, les capacités doivent répondre à certains critères (durée de disponibilité, puissance minimum disponible,…) de façon à garantir l’adéquation.
De nombreux modèles de marché sont possibles en fonction du niveau de centralisation, de l’horizon de temps et du périmètre du mécanisme.
c) Capacity obligation (approche décentralisée) (projet français)
Mode de fonctionnement
14. Chaque fournisseur évalue ses propres besoins de capacité sur base de ses prévisions de profil de consommation de son portefeuille de clients (approche bottom-up).
Il lui appartient ensuite de couvrir ses obligations soit en faisant certifier ses propres moyens de production, soit en signant des contrats bilatéraux pour l’achat de crédits de capacité auprès de détenteurs de capacités.
Le fournisseur doit payer une pénalité s’il n’a pas contracté assez de capacité.
France (projet)
Contexte spécifique
15. La pointe de consommation est en croissance continue et beaucoup plus rapide que la consommation moyenne (l’important équipement électrique pour le chauffage notamment induit une sensibilité thermique élevée et des records de pointes de consommation en hiver).
Dès lors, dans un contexte de doute sur la rentabilité des investissements dans des moyens de production de pointe, la sécurité d’approvisionnement est mise en danger.
Objectifs
Deux buts sont poursuivis:
- améliorer la gestion des pointes notamment par le développement d’offres d’effacement;
- faire supporter le coût de couverture de la pointe par tous les fournisseurs et plus uniquement par EdF.
16. La loi NOME a introduit une obligation de capacité portant sur les fournisseurs. Elle prévoit que, d’ici 2015, chaque fournisseur devra apporter la garantie qu’il détient, directement ou indirectement, la capacité de production ou d’effacement de la consommation pour satisfaire la demande de ses clients lors des pointes de consommation.
Le gouvernement a chargé RTE de réfléchir à la mise en œuvre d’un mécanisme de capacité. Le 13 octobre 2011, RTE a publié un rapport dans lequel il préconise la création d’un marché de la capacité.
Un projet de décret ‘relatif à l’instauration d’un mécanisme de capacité dans le secteur de l’électricité’ est en cours d’examen.
Solution en cours d’examen10
17. Le mécanisme de capacité repose sur deux piliers:
- la signature obligatoire, par les exploitants de capacités de production et d’effacement de consommation, d’un contrat de certification avec RTE pour l’ensemble de leurs capacités, les engageant sur un certain niveau de disponibilité et leur attribuant, en fonction de ce niveau, un montant de garanties de capacité (des certificats échangeables et cessibles). Une pénalité financière contractuelle est prévue en cas de non respect des engagements;
- l’obligation, connue 4 ans à l’avance, pour chaque fournisseur de détenir, chaque année, des garanties de capacité calculées en fonction de la consommation de ses clients11 et d’un taux de marge. Les fournisseurs acquièrent des garanties de capacité pour satisfaire leur obligation. Ils font l’objet d’une sanction administrative, prononcée par la CRE, en cas de manquement à leur obligation.
Un dispositif de bouclage est également prévu. En cas de risque exceptionnel de déséquilibre, le Ministre de l’Energie peut lancer un appel à projets dont le coût sera réparti entre les fournisseurs au prorata de leur obligation de capacité.
18. L’obligation de capacité crée une « demande » de garanties de capacité du côté des fournisseurs. La certification des capacités de production et d’effacement crée une « offre » de garanties de capacité. Cette offre et cette demande constituent un marché. Ce marché traite de la puissance et est indépendant du marché de gros de l’électricité, qui traite de l’énergie. Les garanties de capacité correspondent à une puissance disponible garantie, qu’il y ait ou non production effective.
10 Autorité de la concurrence, Avis n°12-A-09 concernant un projet de décret relatif à l’instauration d’un mécanisme de capacité dans le secteur de l’électricité, 12 avril 2012.
11 La consommation de référence du portefeuille de clients = (consommation durant une période de pointe avec une température bases – contrats d’effacement)
Pénalité
19. Les exploitants de capacités désignent un responsable du périmètre de certification qui est redevable des éventuelles pénalités résultant de l’écart constaté à postériori entre la garantie de capacité et la disponibilité réelle.
A posteriori, RTE calcule les consommations de référence de chaque fournisseur et notifie l’obligation de capacité. Si le fournisseur ne détient pas le nombre suffisant de garanties de capacité, il est soumis à une sanction pécuniaire. Si le fournisseur détient trop de garanties de capacité, il est obligé de les proposer à la vente.
Avantages et inconvénients
20. Ce mécanisme limite le besoin de régulation. Il fait porter la responsabilité de l’adéquation de capacité sur les fournisseurs. Le GRT se limite à définir la marge de réserve dont doit disposer chaque fournisseur. Le signal pour les investisseurs est donc moins clair que dans l’approche centralisée.
La détermination du volume repose entièrement sur les anticipations des fournisseurs alors que ceux-ci n’ont pas une visibilité à long terme sur leur portefeuille. Ils risquent dès lors de favoriser des solutions de court terme avec pour conséquence un prix plus volatile pour les clients et une absence de signal prix à long terme pour les investisseurs.
De plus ce mécanisme peut constituer une barrière à l’entrée pour les nouveaux fournisseurs dans la mesure où ils doivent couvrir un besoin qu’ils connaissent mal et un avantage pour les fournisseurs liés à des producteurs.
Enfin, cela peut dissuader les fournisseurs de contracter avec des clients davantage présents à la pointe.
d) Capacity auction (approche centralisée) (marché Pennsylvania – New Jersey, Maryland (PJM reliability pricing model (RPM)), ISO-NE, USA, projet UK)
But
Le marché forward de la capacité est conçu pour fournir de façon transparente, l’opportunité à la production, à la demande, à l’efficacité énergétique et au réseau de transport d’apporter des solutions à l’adéquation des moyens de production.
Exemple :
PjM
Quantité et obligation de capacité
21. L’opérateur du réseau fixe 3 ans à l’avance le besoin de capacité installée sur base d’une prévision du pic de demande auquel est ajoutée une marge de réserve (approche top- down rappelant la programmation pluriannuelle des investissements). Le critère de fiabilité est d’une occurrence d’un incident majeur tous les 10 ans.
Il affecte ensuite des obligations de capacité à chaque fournisseur d’électricité en fonction de la participation de ses clients aux pics de consommation.
Le fournisseur peut remplir ses obligations de différentes façons :
- en construisant ses propres unités de production ou en les contractant bilatéralement;
- en utilisant les capacités contractées par le GRT au moyen des enchères;
- en concluant des contrats bilatéraux.
Marché
22. La demande est déterminée par l’obligation de capacité imposée à tous les fournisseurs d’électricité.
L’offre de capacité peut provenir des unités de production existantes (participation obligatoire), y compris celles qui produisent de façon intermittente (càd qui ne peuvent garantir une production 12 heures d’affilée), et futures, des capacités d’effacement de la demande existantes et futures, des augmentations de la capacité de transmission, des unités de production situées à l’extérieur de la zone PjM à la condition qu’elles prouvent qu’elles disposent de la capacité de transmission nécessaire et qu’elles soient certifiées. La participation au marché est obligatoire (sont exemptées les capacités réservées à l’exportation, déjà contractées par les fournisseurs ou ne répondant pas à certains critères par exemple environnementaux).
L’offre concerne des sources de capacité flexibles. Un autre type de contrat existe pour la fourniture de capacités non flexibles.
La capacité effectivement disponible à la pointe d’été (unforced capacity - UCAP) est déterminée à partir de la capacité installée et de la probabilité de défaillance.
23. Un mécanisme d’enchère de certificats de capacité avec acheteur unique (GRT) a été mis en place en 2007.
Une enchère de base trois ans avant la période de livraison (pour permettre la compétition entre les unités existantes et nouvelles) et au maximum 3 enchères résiduelles proches de l’année de livraison (23 mois, 13 mois et 4 mois avant la livraison) sont organisées pour pallier l’imprécision des projections initiales d’offre et de demande et atteindre la capacité totale requise.
Pour réduire la volatilité des prix, une courbe de demande dégressive est construite à partir du Net CONE et de la quantité ciblée. La courbe de demande est construite de telle sorte que le prix de la capacité égale le Net CONE pour la quantité ciblée + 1%. Pour des quantités inférieures à la quantité ciblée -3%, le prix de la capacité est fixé à 150% du Net CONE. Il diminue ensuite linéairement (reflétant la valorisation décroissante de la fiabilité accrue apportée par les capacités excédant la quantité voulue) et devient nul lorsque la quantité offerte dépasse la quantité ciblée de 5%.
Figure 1: Exemple de courbe de demande de capacité
Source : PJM
Le point B représente le niveau de réserve de capacité souhaité.
Le Net CONE (net cost of new entry) = gross CONE – Energy and ancillary services offset
Gross CONE = l’estimation du coût de développement d’une turbine à combustion de référence (TGV) qu’un nouvel entrant doit couvrir. Il inclut le capital et les frais fixes de fonctionnement requis pour construire et faire fonctionner l’unité de production (levelized (pour obtenir un coût annuel) capital cost + annual fixed O&M).
Le CONE est fixé administrativement sur base d’avis d’experts. Il est indexé annuellement et ses paramètres sont revus tous les 3 ans.
Energy and ancillary services offset = une estimation du profit net que ce nouvel entrant va réaliser sur la vente de l’électricité et de services auxiliaires, obtenue en calculant la moyenne sur les trois dernières années des revenus réalisés par une unité de la technologie de référence. Il s’agit de la marge sur les coûts variables.
Le Net CONE représente donc la rémunération annuelle résiduelle (missing money) que le nouvel entrant doit obtenir sur le marché de la capacité pour couvrir les coûts fixes de l’unité de production.
La courbe d’offre est définie à partir de la position des offreurs de capacité.
L’enchère commence à un prix représentant deux fois le net cone. Les offreurs (de capacités préalablement certifiées) indiquent la quantité qu’ils sont prêts à fournir à ce prix.
Si l’offre excède la demande, le prix diminue. Le processus se répète jusqu’à ce que l’offre corresponde à la demande. Le prix de clôture est versé à toutes les capacités dont l’offre a été retenue.
Si l’offre de capacité disponible se situe à gauche du point B, la courbe de demande est conçue pour produire un prix qui incite à la construction de nouvelles capacités de production. Au contraire, si la capacité offerte est excédentaire, le revenu diminue, ce qui peut conduire à un retrait de capacités si elles n’arrivent pas à générer des revenus additionnels par la vente d’énergie.
Figure 2 : Courbes d’offre et de demande de capacité
24. Au terme de l’enchère, le GRT passe un contrat avec les détenteurs de capacités (de production ou d’effacement) qui lui donne le droit de les mobiliser.
25. Un marché bilatéral permet ensuite aux producteurs de couvrir les risques liés à leurs engagements et aux fournisseurs de couvrir le risque lié au coût de la capacité.
26. Des contrôles sont ensuite réalisés pour vérifier la disponibilité effective de la capacité à la pointe (le contrôle de la production inclus le contrôle de la disponibilité globale au cours de l’année, de la disponibilité à la pointe, du caractère réel de la capacité installée, des arrêts planifiés ; le contrôle de l’effacement couvre le contrôle de la puissance effacée client par client, de la capacité d’effacement).
27. Les revenus peuvent être partiellement ou totalement annulés par les pénalités.
Deux pénalités peuvent être imposées, l’une est fonction de la disponibilité générale de la capacité durant l’année entière et l’autre sanctionne la non disponibilité pendant les périodes de pointe.
Obligation du fournisseur
Le fournisseur connaît 36 heures à l’avance son obligation journalière de capacité.
Couverture des coûts
28. Le coût de contractualisation est réparti entre les fournisseurs au prorata de la contribution de leurs clients à la pointe (obligation journalière de capacité x prix de la capacité). Ceux-ci le répercutent ensuite sur leurs clients finaux.
Variantes
29. D’autres design de marché existent. PjM permet la réalisation d’une marge sur les coûts variables et compense le missing money. ISO NE empêche la réalisation d’une marge sur coûts variables sur le marché de l’énergie et rémunère la totalité des coûts fixes sur le marché de la capacité.
Des règles supplémentaires ont été ajoutées sur certains marchés (plafonnement des prix d’offre pour les capacités existantes, garantie de prix sur plusieurs années, besoins de capacité différenciés par type,…) de façon à ce que le signal prix permette d’atteindre l’objectif d’adéquation des moyens de production.
Avantages et inconvénients
30. Les sanctions pour non disponibilité constituent un frein au retrait stratégique de capacités sur un energy only market.
31. Dans un marché avec acheteur unique, le fournisseur finance le dispositif mais n’intervient pas sur le marché.
32. Il s’agit d’un mécanisme complexe et coûteux à mettre en place. Les frais administratifs liés à l’établissement et à la surveillance d’un tel marché représentent des
coûts additionnels à couvrir par les clients. Cette complexité et ce coût peuvent constituer une barrière à l’entrée pour de petits producteurs et fournisseurs. Ils constituent également un frein à l’arrêt du système.
33. Le marché doit être accessible à des modes alternatifs tels que le stockage. Or, le stockage est difficile à intégrer du fait que son coût sera rarement compétitif par rapport à de nouveaux moyens de production.
34. En théorie, le coût de la capacité est partiellement compensé par la disparition de la rente de rareté sur le marché de l’énergie. En pratique, d’une part, les plafonds de prix imposés sur le marché de l’énergie prémunissent déjà les consommateurs de pics de prix excessifs, d’autre part, l’interaction entre les deux marchés ne favorise pas la transparence.
35. Une mauvaise conception du marché de la capacité pourrait conduire à une rémunération excessive de la capacité et une mauvaise estimation des besoins peut mener à une surcapacité se traduisant par une hausse de la facture du client. Une sous capacité peut également en résulter, ne garantissant donc pas l’adéquation des moyens de production.
36. Le risque est également grand que certains acteurs soient en position d’influencer le marché. En retirant des capacités du marché, ils seraient en mesure de faire grimper le prix de la capacité (ce problème n’est que partiellement résolu par la construction d’une courbe descendante de demande).
37. Le mécanisme d’enchère annuelle ne donne pas réellement une visibilité à long terme.
III. PAYS EN COURS DE REFLEXION EN EUROPE
III.1 France
1238. Le mécanisme en projet est décrit aux paragraphes 15 à 20 ci-dessus. Il produirait ses effets au plus tôt lors de l’hiver 2016-2017. Dès lors, pour faire face aux besoins spécifiques identifiés pour l’hiver 2015-2016, un appel à projet pour de nouvelles capacités électriques serait en principe lancé mi-2012.
39. Dans son avis sur le projet de décret, la CRE attire l’attention sur les points suivants13:
- « A court terme, l’équilibre offre-demande du système électrique français ne semble pas menacé. La mise en œuvre d’un mécanisme de capacité peut toutefois être justifiée, dans une perspective de long terme, compte tenu de la tendance structurelle à l’augmentation de la consommation à la pointe.
- Le mécanisme d’obligation de capacité a vocation à améliorer la rémunération des moyens de pointe et tout particulièrement des effacements.
- L’introduction d’un mécanisme de capacité en France est susceptible d’avoir un effet à la hausse sur les prix de détail de l’électricité.
- La CRE veillera à ce que le mécanisme de capacité n’ait pas d’effet défavorable sur la concurrence.
- Un mécanisme d’obligation de capacité reste un dispositif complexe à mettre en œuvre, avec des effets potentiellement importants sur le fonctionnement des marchés.
12 RTE, Rapport au Ministre chargé de l’Industrie , de l’Energie et de l’Economie numérique sur la mis en place du mécanisme d’obligation de capacité prévu par la loi NOME, 1er octobre 2011 http://www.developpement-durable.gouv.fr/IMG/pdf/Rapport_Mecanisme_de_capacite_light.pdf
13 Délibération de la CRE du 29 mars 2012 Mécanisme de capacité - Avis - Délibérations - Documents - CRE
- La bonne insertion de ce mécanisme dans le marché intégré nécessitera un travail de coordination au niveau européen.
- Des modifications législatives seront indispensables afin d’assurer le bon fonctionnement du mécanisme ».
40. L’autorité de la concurrence, dans son avis n°12-A-09 du 12 avril 2012 relatif au projet de décret, émet également de sérieuses réserves quant à la mise en place d’un tel mécanisme. Elle estime que ce dispositif va accroître la complexité du cadre réglementaire et générer des coûts supplémentaires pour les consommateurs (que la CRE évalue à 200 à 500 millions EUR par an) sans qu’il soit démontré qu’il est nécessaire:
a) pour inciter l’investissement : d’une part, la théorie du missing money ne fait pas consensus et, d’autre part, il existe d’autres raisons qui n’incitent pas les fournisseurs alternatifs à investir dans des moyens de production : l’accès insuffisant à une électricité de base aux mêmes conditions qu’EdF et le mode de fixation des tarifs réglementés;
b) pour maîtriser la demande lors des périodes de fortes pointes. L’autorité de la concurrence estime qu’il existe des moyens moins onéreux tels que, pour les particuliers, l’abandon du chauffage électrique et le renforcement de l’isolation et, pour les entreprises, la différenciation du tarif de transport entre heures pleines et heures creuses.
Derniers développements
41. Le nouveau pouvoir politique a relancé le débat sur la transition énergétique. Le dispositif de la loi NOME pourrait être suspendu et remplacé notamment par l’instauration de tarifs progressifs pour le gaz et électricité. Le projet de création d’un marché de la capacité pourrait être abandonné en raison de son impact sur le prix de l’électricité et sur le renforcement du caractère spéculatif du marché qu’il pourrait engendrer.
III.2 Allemagne
Contexte
42. L’EnergieKonzept 2050 suggère d’examiner le besoin en réserves additionnelles et la mise en place d’un marché de la capacité.
Le problème de la capacité de production ne se pose pas à moyen terme au niveau national.
Ce sont des problèmes de congestion dans le réseau de transport entre le nord (où se concentre la production renouvelable) et le sud (où se concentrent les grandes industries) qui mettent la sécurité d’approvisionnement du sud du pays en danger depuis l’arrêt d’unités nucléaires et l’annonce faite par les Municipalités et les utilities de leur intention de mettre à l’arrêt certaines de leurs centrales, principalement au gaz, jugées non rentables. Un plan d’expansion du réseau de transport est prévu pour faire face aux déséquilibres régionaux entre l’offre et la demande. En attendant sa réalisation, une réserve de capacité serait mise en place pour faire face à des problèmes de congestion.
Selon la confédération BDEW (qui regroupe les industriels et utilities de l’eau et de l’énergie), 84 projets de centrales de plus de 20 MW totalisant 42 GW et représentant un investissement total de 60 milliards EUR sont en projet. 69 de ces projets (36 GW) ont au moins passé l’étape de la demande de permis. Toutefois, certains projets de centrales au gaz sont en attente compte tenu de l’incertitude liée à leur nombre d’heures de fonctionnement.
Dans un rapport de mai 2012, BundesNetzAgentur fait également remarquer que depuis la libéralisation, 15 GW de capacités nouvelles ont été construites malgré la surcapacité, dont, depuis 2007, principalement des unités TGV, sans qu’aucune subsidiation ait été nécessaire.
Marché de la capacité
43. Le Gouvernement allemand estime qu’il faudra, d’ici 2020, 10 GW de nouvelles capacité de production thermique en plus des unités en construction pour assurer la sortie du nucléaire et la transition vers une plus grande part d’énergie renouvelable dans le mix
énergétique. Il reste toutefois très réservé sur l’introduction d’un marché de la capacité14.
Les principales utilities, RWE et E.on, sont réticentes à l’idée d’un marché de la capacité estimant qu’un tel mécanisme n’est pas nécessaire avant plusieurs années et que l’initiative devait être laissée aux entreprises.
Réserve
44. Dans un rapport de mai 2012, BundesNetzAgentur (BNetzA), le régulateur, estime que des mesures législatives doivent être prises pour empêcher la fermeture des unités de production conventionnelles, faute de quoi, dans le sud du pays, le besoin d’unités de réserve s’accroîtra dans la même proportion. Des unités non rentables susceptibles d’être intégrées dans la réserve ont été identifiées en Allemagne et en Autriche. La discussion porte actuellement sur le mode de financement. Le Ministre de l’Economie considère que les producteurs sont responsables de la fourniture d’une réserve, sans compensation financière. Ces derniers estiment qu’ils doivent être indemnisés pour la totalité de leurs coûts.
Il est prévu que les unités en réserve soient totalement mises à disposition du GRT.
BNetzA a évalué à 2.150 MW le montant de la réserve pour l’hiver prochain (dont 1.075 MW en Autriche). Ce montant pourrait être revu à la hausse.
Dans une étude réalisée en juin 2012, Ecofys estime le coût d’une réserve de 4 GW entre 140 et 240 millions EUR par an, ce qui génèrerait une hausse du prix pour le client final de 0,1 cent par kWh.
Le gouvernement devrait soumettre un projet de loi à l’automne.
14 Argus Media, 23 avril 2012
III.3 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.
III.4 Italie
66. En 2004, un système provisoire de rémunération de la capacité a été mis en place dans un contexte de pénurie de moyens de production.
Les unités éligibles (retenues en fonction de leur fiabilité) reçoivent:
- une rémunération de base déterminée au préalable à partir d’une estimation de l’offre et la demande à chaque heure du jour suivant;
- un complément si le prix moyen pondéré sur la bourse IPEX est inférieur de maximum 20% au prix régulé et si l’unité de production est située dans une zone caractérisée par de faibles prix (Enel par exemple ne reçoit pas ce paiement additionnel).
Ces unités doivent être disponibles sur le marché day ahead en période de pointe ainsi que certains jours critiques de l’année.
La compensation est déterminée à l’avance sur base des prévisions d’offre et de demande et pas sur base des données réelles.
Le financement de la mesure est assuré par un prélèvement de 0,5 EUR/MWh.
En 2011, dans un contexte de surcapacité de production, le régulateur a proposé un nouveau système qui serait mis en place en 2017. Il prévoit que chaque producteur offrant des capacités de back up soit rémunéré par MW sur base d’un mécanisme de marché. Le tarif incitatif serait payé par le GRT qui achèterait des options sur des capacités de production jugées nécessaires à un horizon de 4 à 7 ans. Les premières enchères auraient lieu en 2012, de façon à laisser cinq ans aux investisseurs pour construire les unités de production.
III.5 Espagne
67. En période de crise économique, le nouveau gouvernement souhaite réduire le coût de la rémunération de la capacité. Le régulateur CNE a lancé fin mai 2012 une consultation dans le but d’établir un nouveau mécanisme.
68. Le nouveau mécanisme pourrait s’inspirer du marché de la réserve qui a débuté en mai 2012. REE (Red Electrica Corporacion) publie chaque jour à 14h une prévision de demande pour le lendemain. Les producteurs ont ensuite une demi-heure pour publier leurs offres de capacité de réserve pour le lendemain (pour les heures jugées critiques). Les offres les plus basses sont retenues. REE publie le prix marginal pour chaque créneau horaire exprimé en EUR/MW. Si le pool fait appel à la réserve, le producteur obtient le prix du pool plus une prime pour la disponibilité.
III.6 Pays-Bas
69. La vague de chaleur d’août 2003 a généré d’une part une augmentation de la demande et, d’autre part, une réduction de la production suite à une limitation de la disponibilité d’eau de refroidissement. Cela s’est traduit par des pics de prix sur le marché et, a débouché en 2004 sur une discussion au sujet d’un marché de la capacité. Un Strategisch Reserve Model a été mis en place, mais il n’a jamais été utilisé. Un monitoring des moyens de production a d’abord été mis en place. Il a permis de conclure que la sécurité d’approvisionnement avait augmenté et qu’il n’y avait donc pas lieu d’activer le mécanisme de la réserve.
