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Le 1er janvier 2017, la France a lancé un marché de capacité. Cet article met certains détails de ce marché en lumière et explique comment ce système pourrait affecter le marché de l’électricité.

En novembre 2016, et au bout de six années de consultations et d’adaptations, la Commission Européenne a donné son feu vert à la mise en place d’un mécanisme de capacité en France, et dont la première année de livraison sera 2017. L’objectif n’est pas ici de négocier des quantités d’électricité, mais de s’assurer de la puissance disponible effective lors des pics de consommation.

Dans le modèle français, les fournisseurs d’électricité (et les gestionnaires de réseau pour leur pertes) doivent s’adresser à des « offreurs » de garanties de capacité, comme les producteurs ou les agrégateurs d’effacement de consommation, afin de couvrir leurs besoins en puissance, en échange de garanties qui assurent la disponibilité effective des capacités de production et d’effacement. Ces garanties de capacité sont destinées à couvrir les périodes où le besoin national est le plus élevé, et peuvent être négociés de gré à gré ou par le biais de ventes aux enchères publiques régulières.

L’un des amendements imposés par la Commission consiste à rendre possible, dès 2019, l’achat de garanties de capacités pour environ 7 GW auprès de producteurs des pays limitrophes. La Commission a également insisté sur le fait que, sous certaines conditions, les garanties de capacité peuvent être délivrées pour une période de sept ans au lieu de la période standard actuelle d’un an, afin de permettre aux nouveaux producteurs de planifier leurs investissements de manière plus sûre.

 

Les autres mesures imposées par la Commission sont la comparaison des historiques de données, comparaison destinée à vérifier les données de capacités des fournisseurs et de faire en sorte que l’on ne délivre pas un nombre insuffisant de garanties, ce qui aurait pour conséquence d’élever artificiellement les prix. En outre, les gros producteurs doivent fournir un quota minimum de garanties de capacité lors des ventes aux enchères afin d’accroître la liquidité du marché.

Quel est l’objectif visé?

En hiver, la France est particulièrement sujette au risque de pénurie d’électricité: d’une part, la demande d’électricité augmente en raison d’un fort besoin de chaleur électrique (chauffage électrique), d’autre part, le pays est fortement tributaire d’une énergie nucléaire dont la production manque de flexibilité. Enfin, durant la période hivernale, une baisse de la température d’un degré Celsius entraîne un besoin supplémentaire de 2400 MW.

La vague de froid extrême qui a frappé la France en février 2012, au cours de laquelle les prix de l‘électricité sur le marché de gros ont atteint près de 2000 €/MWh en l’espace de quelques heures, a mis en évidence que les producteurs d’électricité nationaux n’auraient pu assurer la sécurité d’approvisionnement sans les importations des pays voisins. Durant la période concernée, la France a importé jusqu’à 9 GW des pays limitrophes, soit jusqu’à 9% de la consommation d’électricité domestique.

Que signifie marché de capacité?

Le régime du marché de capacité français est une obligation faite aux fournisseurs d’électricité de se couvrir en garanties de capacité aux heures de pointe déclarées par RTE, et pénalise ceux qui ne satisfont pas à cette obligation. L’un des points clés est que le marché impose un processus purement physique. La disponibilité effective des capacités de production est vérifiée par l’opérateur de réseau RTE.

Ce marché fait aussi bien l’objet d’un négoce bilatéral que d’échanges à la bourse EPEX Spot. En 2017, pour la première année de livraison, il n’y avait aucune avance. Pourtant, un marché «pleinement développé» requiert normalement quatre ans d’avance (voir graphique).

Il est également important de souligner que le marché de capacité ne concerne que les mois d’hiver (janvier-mars et novembre-décembre), et ce exclusivement durant 10 à 25 jours/an, de 07h00 à 15h00 et de 18h00 à 20h00. Ces jours sont déclarés «Jours de période de pointe» pour le système électrique par RTE, et annoncés la veille avant 10h30. Un jour de période de pointe, c’est-à-dire de forte tension pour le système électrique, est défini comme un jour où les offreurs de garanties de capacité attestent en contrepartie de la pleine disponibilité de leurs moyens de production (ou d’effacement); dans le cas contraire, ils doivent également payer une pénalité. Pendant ces périodes, les opérateurs de centrales électriques sont également rémunérés pour l’électricité vendue sur le marché. Comme cela a toujours été le cas, les négociants en électricité n’attendront pas ces avertissements, mais continueront d’agir en tenant compte des prévisions météorologiques et de la disponibilité des centrales électriques.

Impact sur le marché

La France est l’un des marchés les plus volatils, où les prix sont traditionnellement plus élevés qu’en Allemagne; dans le jargon spécialisé, on appelle cela la prime de risque. S’il n’y a pas de risque, les prix sont plus resserrés; dans une phase de risque, l’écart entre les prix se creuse.

Le marché de capacités devrait maintenant réduire les disparités de prix sur le marché de l’énergie dit « energy-only » car il existera à tout moment une disponibilité suffisante du côté de l’offre. Côté consommation, la demande en puissance devrait se lisser, car les fournisseurs d’électricité feront de leur mieux pour influencer la consommation de leurs clients aux heures de pointe afin de réduire ces fameux pics de consommation.

Dans l’ensemble, cependant, le marché demeure un phénomène purement physique. Comme la mise en œuvre de mesures prendra du temps, aussi bien pour le renforcement de la capacité que pour la réduction de la demande, les marchés « à terme » ne devraient être affectés que dans une moindre mesure, voire pas du tout, du moins dans un proche avenir. Toutefois, si le nouveau marché de capacité réduit les pics de prix, les investisseurs miseront sur une baisse des prix des marchés à terme.

Le 15 décembre dernier, lors de la première vente aux enchères destinée au marché de capacité français, 22,6 GW ont été échangés pour l’année de livraison 2017. Au total, 29 membres ont échangé 226’358 garanties de capacités à un prix de référence de 999,98 €/garantie. Une garantie correspond à 0,1 MW, sachant que le plafond de prix pour 2017 est fixé à 2000 €. Pour 2018 et 2019, la limite supérieure est fixée à 4000 € et pour 2020 à 6000 €. Cette année, les capacités pour 2018 seront négociées lors de deux ventes aux enchères. A ce jour, 93,4 GW de capacités ont été certifiés pour 2017, 92,7 GW pour 2018 et 91,4 GW.

Alexandra Berchtold

Alexandra Berchtold

Alexandra Berchtold: L’analyste en négoce est responsable de l’analyse qualitative des marchés de carburant et d’électricité les plus importants, des rapports et du flux des messages dans les canaux concernés au sein de BKW.