Le texte adopté par le Conseil de l’Union européenne sur la réforme du marché de l’électricité privilégie les contrats de long terme pour accompagner la transition énergétique. Ces contrats doivent permettre de rassurer les investisseurs tout en préservant l’efficacité du marché de gros.
Réforme du marché de l’électricité : dans quel but ?
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 Etats 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 de 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, les usages les plus productifs doivent l’emporter. Le marché de gros et un dispatching selon l’«ordre de mérite » répondent au second défi. Ils créent 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.
La réponse au défi des investissements: les contrats à long terme
L’accord favorise la signature de deux types de contrats de long terme : les Accords d’Achat d’Electricité) (AAE, en anglais PPA pour Purchasing Power Agreements) et les contrats d'écart compensatoire bidirectionnels (en anglais CfD pour Contracts 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’entendent 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 producteurs 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. La rémunération du producteur est fixée à l’avance par un prix de référence appelé « prix d’exercice ». Dans la forme la plus courante du CfD bidirectionnel, c’est l’Etat qui compense le producteur pour le manque à gagner lorsque le prix de 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’Etat, 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’Etat 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€ 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€ 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.
Du bon dosage entre assurance et incitations
Il faut donc bien réfléchir à la conception des CfD. Il s’agit d’apporter des garanties sur la rémunération future qui encourageront les investissements (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 : « La conception de ces contrats compensatoires bidirectionnels devrait préserver les incitations des unités de génération à fonctionner et à participer efficacement aux marchés de l'électricité, en particulier à ajuster leur production pour refléter les circonstances du marché. »
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.
Plusieurs options sont ouvertes dont il reste à évaluer les avantages et les inconvénients respectifs. Par exemple, pour que les contrats soient purement financiers, les CfD peuvent 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."
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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 connue en 2022, les Etats 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 risques macroéconomiques importants. In fine quelqu’un doit supporter ces risques, ce que beaucoup feignent d’ignorer. Pour mieux partager ces risques macroéconomiques, les contrats à long terme sont l'instrument idoine. L'Etat 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.
Publié dans La Tribune
Source du graphique : https://www.epexspot.com/en
