Le marché de l’électricité selon
Marcel Boiteux
Jean Pierre Riou
Où il apparaît que les règles du marché sont destinées à favoriser à
tout prix les énergies intermittentes et les transactions avec des acteurs de
plus en plus lointains, au détriment de la sécurité du consommateur.
Marcel Boiteux,
économiste et mathématicien, directeur et président d'EDF de 1967 à 1987, après
y être entré en 1949, est décédé en septembre dernier à l’âge de 101 ans. Il
incarne encore aujourd’hui la pertinence de la période héroïque d’EDF, fleuron du
savoir faire français que le monde nous enviait.
En mai 2007, Marcel
Boiteux expliquait pourquoi, dans Futuribles :
« En théorie économique, l’électricité cumule pratiquement toutes
les exceptions aux heureux effets de l’économie de marché. D’où suit qu’on peut
militer avec conviction pour la régulation par le marché, et en exclure l’électricité. »
Les interconnexions de ce marché, alors régulé, avaient pour
seule fonction de sécuriser l’approvisionnement électrique des États par la
possibilité d’importer en cas de défaillance de la production ou de pic excessif
de consommation. Tandis que la fonction de ces liaisons transfrontalières consiste désormais, à la fois à pallier une
absence prolongée de vent ou de soleil dans des pays qui ont cru pouvoir se
dispenser du doublon intégral d’un parc pilotable, et surtout à chercher preneur
de plus en plus loin pour les surplus exponentiels de l’éolien ou du solaire.
Quitte à en rémunérer l’acheteur via des cours négatifs.
Libéralisé, mais pas
que
La libéralisation du marché européen de l’électricité repose
en effet sur une évolution des règles concernant le développement des
interconnexions, ainsi que sur l’optimisation de leur utilisation, sous la
forme d’un « couplage du marché » qui consiste à mettre aux enchères
la capacité d’interconnexion de façon « implicite » en même temps que
l’énergie mise sur le marché. Tandis que le système d’enchères explicites,
demandant de prévoir la capacité d’interconnexion en amont de la transaction
sur l’électricité elle-même, ne permettait pas cette optimisation de l’utilisation
du réseau.
Le centre de Coordination technique Coreso est chargé de calculer en
temps réel les capacités transfrontalières pour les plates formes du marché pour
permettre ainsi son couplage avec les capacités d’interconnexion. D’autres
centre de coopération régionale ont vu le jour partout en Europe.
La France est au centre de ce
dispositif, par ses liaisons avec l’Europe du Sud-Ouest (SWE), l’Italie du
Nord, et la région Core, qui comprend les 6 pays de la région Europe du
Centre-Ouest (Allemagne, Autriche, Belgique, France, Luxembourg et Pays-Bas)
ainsi que 7 pays supplémentaires (Croatie, Hongrie, Pologne, République
Tchèque, Roumanie, Slovaquie et Slovénie, et qui remplace
la région Centre Ouest depuis 2022.
Source https://www.coreso.eu/services/ccc/
Le 13 octobre 2016 la CRE a validait l'utilisation de l'algorithme Euphemia pour calculer en temps réel et allouer
implicitement les capacités d'interconnexion et de calculer la position
nette ainsi que le prix spot de chaque zone de marché journalier et infrajournalier. à l'usage des différents opérateurs de marché (« Nominated Electricity Market Operator », ou « NEMO ») (BSP, CROPEX, SEMOpx (EirGrid et SONI), EPEX, EXAA, GME, HEnEx, HUPX, IBEX, Nasdaq, Nord Pool, OMIE, OKTE, OPCOM, OTE, et TGE.)
Après appel d'offre, une délibération du 28 juillet 2015 de la CRE a désigné EPEX SPOT et Nord Pool en qualité de NEMO en France.
Ce marché concernait alors 19 pays
Si le marché britannique a été ensuite découplé lors du Brexit, ce
couplage du marché représente aujourd'hui 98,6% de la consommation d’électricité de l'UE.
Source Entsoe
https://www.entsoe.eu/network_codes/cacm/implementation/sdac/
Ce marché libéralisé fonctionne sur la seule règle de l’offre
et la demande, qui peut osciller entre des prix négatifs lorsque l’offre est
supérieure à la demande, à l’indexation sur le moyen le plus coûteux appelé pour
établir l’équilibre en cas de forte tension, celui-ci étant d’ailleurs l’effacement
de la consommation, qui a atteint 3515€/MWh
le 4 avril 2022. Tous les électrons mis aux enchères sont alors négociés au
même prix, indépendamment de leur coût de production.
Pour permettre une injection croissante d’énergies renouvelables,
le règlement européen
(UE)
2019/943 du 5 juin 2019 impose qu’un
minimum de 70% de la capacité de transport électrique de chaque État soit disponible pour les échanges
transfrontaliers, sans tenir compte des flux
de boucle, afin de réduire la divergence des cours spot au sein de ce
marché couplé, qui est le symptôme de la saturation des interconnexions, sans
laquelle les acteurs du marché auraient enchéri à moindre prix.
Sur l’année 2022,
RTE a respecté cet impératif 87%
du temps, atteignant très majoritairement l’objectif fixé par le règlement.
Les frontières françaises n’ayant été soumises à aucune dérogation, ce qui n’est
pas le cas de la plupart de ses homologues européens, comme
le souligne la CRE.
La région Europe du
Sud-Ouest (péninsule ibérique) a notamment obtenu
une dérogation pour l’année 2020, renouvelée en 2021 l’autorisant à ne pas
respecter ce critère. C’est d’ailleurs en
raison de cette « capacité d'interconnexion limitée de la péninsule ibérique »
que l’Espagne et le Portugal avaient obtenu une dérogation, jusqu’en mai 2023 leur
permettant de réguler le prix du gaz grâce à des aides d’État et, par là même, de
bénéficier d’un cours spot de l’électricité inférieur à celui du reste de l’UE
en 2022.
Swissgrid : en plein milieu, mais exclu
La Suisse, qui n’est
pas membre de l’UE et n’a pas conclu d’accord sur l’électricité, se trouve,
comme la Grande Bretagne, exclue
de ce couplage de marché, alors qu’elle représente le poumon de la plaque
électrique européenne, grâce à la capacité de ses barrages hydrauliques. Ses 41
lignes frontalières, 141 postes de couplage et 40 000 points de mesure en
font l’un
des réseaux les plus stables du monde. Sa place centrale lui assure un rôle
de transit capital, notamment
vers l’Italie. Mais elle se trouve de plus en plus déstabilisée par les
flux de transit européen qui affectent ses propres capacités d’import. Particulièrement
les flux
non nominés qui traversent le pays pour revenir dans la même zone d’enchère,
ainsi que l’Allemagne en est coutumière, afin de soulager ses propres
congestions au détriment des capacités suisses. Swissgrid
constate que « L’Union européenne continue à développer
systématiquement le marché européen de l’électricité. La mise en œuvre du
troisième paquet relatif au marché intérieur progresse tandis que le quatrième
paquet, le «Clean Energy Package», est entré en vigueur en parallèle. Les
règles européennes relatives à l’exploitation du réseau et du marché divergent
par conséquent de plus en plus des règles suisses. » Swissgrid s’attend
à ne plus pouvoir y défendre les intérêts de la Suisse, ainsi qu’à une « augmentation des flux imprévus sur le
réseau suisse, à une hausse des coûts de redispatch et à des restrictions de la
capacité d’importation disponible pour la Suisse, le cas échéant. »
Quel marché et dans quel but ?
La question d’un
aménagement des règles du marché ne saurait être celle de l’incontournable offre
et la demande, ni d’une indexation quelconque au prix du gaz ou autre fantasme.
Mais de s’interroger sur le bien fondé de la surenchère d’injection d’intermittence
qui découle de la surenchère d’interconnexions destinée à les intégrer, et fausse
la rémunération des énergies pilotables et décarbonées que sont nucléaire et
hydraulique. En effet, après 4
heures de prix négatifs français en 2017, 11 en 2018, 26 en 2019, une
centaine en 2020 et 148 en 2023, les 150 heures ont déjà été dépassées sur les
5 premiers mois de 2024. Posant ainsi le problème de l’intervention de l’État
pour la rémunération de tous les producteurs d’électricité dans un marché
prétendu libéralisé. Des investissements de long terme tels que des centrales
nucléaires se trouvant désormais contraintes à ne produire que lorsque les
cours sont suffisamment hauts, comme le montrent les 100
jours d’arrêt minimum du réacteur de Cattenom 1 ou les modulations
journalières de plus de 10 GW opérées quotidiennement par le parc nucléaire.
La France, plus gros exportateur mondial d’électricité
quasiment chaque
année depuis 1990 doit rester sécurisée par des interconnexions avec ses
voisins, principalement pour passer les pics hivernaux de consommation. Mais il
n’apparaît pas que la capacité de son parc nucléaire/hydraulique ait quelque
intérêt à voir les interconnexions croitre sans cesse pour permettre le dumping
généralisé de productions toujours plus aléatoires à prix cassé, du moins tant
que celles-ci ne permettront pas de se dispenser du doublon d’un parc de
production pilotable. En effet, à consommation
strictement égale en Europe entre 2008 et 2021, 264,6 GW éolien/Solaire ont été ajoutés parallèlement à une
réduction de seulement 29,3 GW
pilotables, dont 8 nucléaire.
En avance sur son temps
Tandis que la libéralisation du marché de l’électricité
aura enfanté des cohortes de nouveaux
acteurs sur les juteux marchés de gros, de capacité, d’ajustement, d’effacement,
et autres fournisseurs, agrégateurs, responsables d’équilibre et traders de
tout poil, alors que des investissements exponentiels dans les réseaux se révèlent
progresser moins
vite que les problèmes de sécurité qu’ils sont réputés résoudre, il est
tentant de citer à nouveau Marcel Boiteux, dans la conclusion de son analyse
des marchés de l’électricité citée en introduction :
« Mais, après qu’à travers les siècles
le pouvoir des plus riches l’ait peu à peu emporté sur celui des plus forts, ne
peut-on penser qu’un jour viendra où le pouvoir de l’argent sera lui-même
sublimé par une forme de pouvoir dont les motivations seront plus élaborées ?
Une économie de marché convenablement encadrée assurera alors la prospérité
d’un secteur concurrentiel enfin libéré des entraves à courte vue qui lui sont
prodiguées aujourd’hui, tandis que, là où monopoles naturels et coûts de transaction
prévalent, réapparaîtront des entreprises publiques chargées efficacement des
missions que le système du marché permet mal de remplir.
Alors
l’EDF d’avant aura été seulement en avance d’un temps ... »
