Les dérives du marché de l’électricité
Jean Pierre Riou
La réindustrialisation de la France, dont la
nécessité vient d’être mise en évidence par la crise sanitaire, se trouve
significativement compromise par l’extrême vulnérabilité de son système
électrique. En effet, notre pays se trouve particulièrement exposée à
l’extrême volatilité d’un cours exponentiel du marché de gros du MWh. Et le
prix devra en être payé, d’une manière ou d’une autre, par l’ensemble de la
population, parallèlement à la perte d’un facteur de compétitivité essentiel
pour notre industrie.
Il importe d’en comprendre les raisons, et
principalement celles pour lesquelles ce cours n’a strictement rien à voir
avec une quelconque dépendance française aux énergies fossiles, notamment au
gaz russe, et encore moins avec le coût de notre production nucléaire.
Un marché du MWh volatile et strictement décorrélé du
coût moyen de sa production.
Selon
le gestionnaire du réseau (RTE)[1], en effet, : « Le marché de gros de
l’électricité fonctionne de manière particulière car non seulement il s’agit
d’un marché européen, mais on n’y raisonne pas en « prix moyen »,
mais en « prix marginal ». En clair
: c’est le coût de la dernière centrale retenue pour satisfaire la consommation
qui fait le prix pour toutes les autres. Qu’il
soit issu d’un panneau solaire, d’un barrage hydraulique, d’une centrale
nucléaire à gaz importe peu : tous les kilowattheures sont vendus selon la
valeur du coût marginal. »
Les acteurs
Ainsi
que le rappelle la Commission de régulation de l’énergie (CRE) [2]
Les acteurs qui interviennent sur ce marché de
gros sont :
-
les producteurs
d’électricité qui négocient et vendent la production de leurs centrales
électriques ;
-
les fournisseurs
d’électricité qui négocient et s’approvisionnent en électricité et la vendent
ensuite aux clients finals pour leur consommation ;
-
les négociants qui
achètent pour revendre (ou inversement) et favorisent ainsi la liquidité du
marché ;
-
les opérateurs
d’effacement qui valorisent la consommation évitée de leurs clients;
Ce marché fonctionne pour des livraisons à terme sur une
période lointaine négociées en amont, ainsi que la veille pour le lendemain et jusqu’à
une heure à l’avance sur la plateforme européenne. Puis le marché français
permet des échanges jusqu’à 5 minutes avant la livraison.
La mission de RTE
Pour ajuster en temps réel l’offre à la demande, RTE
dispose également de 1000MW de réserve rapide (RR) mobilisable en moins de 15
minutes et de 500MW de réserve complémentaire (RC) mobilisables en moins de 30
minutes, afin de faire face à la perte fortuite d’un gros groupe de production
(1500MW).
Cette réserve d’ajustement peut consister en une réserve
de puissance de production, ou d’effacement de consommation, notamment via des
agrégateurs d’effacement.
Les acteurs de ce mécanisme d’ajustement doivent
préalablement avoir répondu aux appels d’offre correspondant (AO RRRC).
En cas de défaillance de l’équilibre offre/demande, la
loi permet enfin à RTE de recourir aux moyens
exceptionnels que sont [3] : « le
recours aux capacités interruptibles mentionnées à l'article L. 321-19 du
code de l'énergie, l'appel aux
gestes citoyens, la sollicitation des gestionnaires de réseaux de transport
frontaliers hors mécanismes de marché, la dégradation des marges
d'exploitation, la baisse de tension sur les réseaux, et en dernier recours le
délestage de consommateurs ».
La loi sur la sécurité d’approvisionnement lui impose une
durée
moyenne de défaillance annuelle inférieure à trois heures [3].
Le couplage des
marchés
Depuis 2006, le marché français a successivement été
couplé avec celui de ses voisins européens. Vint quatre pays participent
aujourd’hui à ce couplage, c'est-à-dire au calcul simultané des
prix du marché et de leurs flux sur les interconnexions [4] via un seul
algorithme partagé, appelé EUPHEMIA.
Auparavant, les capacités d’importation disponibles
devaient être négociées en amont de l’achat d’électricité.
Le développement des interconnexions permet ainsi la
convergence des prix dans les différents pays qui participent à ce marché, toute
divergence révèlant l’engorgement de ces interconnexions. Dans son rapport
de juillet 2018 [5] sur les interconnexions, la CRE explique en effet
« Une interconnexion est gérée efficacement si elle est utilisée tant
qu’il existe un différentiel de prix entre les deux pays qu’elle connecte. Une faible occurrence de la saturation
d’une interconnexion implique alors un taux de convergence des prix
important entre les deux places de marché. »
L’événement du 4
avril 2022
Le 4 avril 2022, un concours exceptionnel de
circonstances stigmatisait durablement
la fragilité du système électrique français en portant le cours du MWh à 2987,78€/MWh à 8 heures du
matin.
(Source RTE)
La CRE a publié un
rapport [6] qui en analyse les causes :
Au froid exceptionnel en cette saison (nuit la plus froide pour un mois d’avril depuis 1947) et à la
disponibilité dégradée du parc nucléaire, se sont notamment greffés une
mauvaise anticipation des productions renouvelables et un engorgement fortuit
de nos capacités d’importation depuis l’Allemagne en raison de la saturation du
réseau par les flux d’une forte production éolienne en Allemagne du Nord, en
direction du sud industriel allemand, dont des flux de boucles, ou « loop
flows » [7], empruntent alors régulièrement le
réseau des pays voisins en les fragilisant. Le rapport précise en effet :
« Dès lors les capacités d’imports
de la France dans la région CWE sont plus limitées en cas de forte production
éolienne en Allemagne ». C’est-à-dire seulement 33597 MW de capacité d’import disponible depuis la Belgique et
l’Allemagne, le 4 avril à 8 heures, contre une capacité moyenne disponible de 8364 MW. »
Entre 8 heures et 8 heures 30, RTE
activait notamment des offres de réserve rapide à un tarif compris entre 2987,78 €/MWh et 3512 €/MWh
[8].
Notons que le cours européen du MWh,
alors plafonné à 3000€ a alors automatiquement
été relevé à 4000€/MWh[9] dans l’ensemble
des pays européens participant à ce marché, comme chaque fois que 60% du
plafond est dépassé pendant 1 heure dans l’un d’eux.
Une
production renouvelable supérieure à la prévision
Selon la CRE, « La faiblesse anticipée de la production éolienne a constitué un
des éléments majeurs poussant les acteurs et RTE à mettre la journée du 4 avril
2022 sous alerte. En effet, environ 3,5 GW d’éolien était anticipé pour la
pointe du matin contre 9 GW le vendredi précédent ».
Avec un surplus entre + 900MW à 8 heures et + 2000MW à 18
heures, le déséquilibre de la région France s’est alors révélé positif ce jour
là, et la CRE précise « La
baisse de production nucléaire au cours de la journée s’explique par l’ajustement à la baisse demandé par RTE
de plusieurs groupes (Blayais 4, Tricastin 4, Saint Alban 1, Paluel 1, Penly 2,
Nogent 2 et Cruas 2) ».
Le rapport ajoute que les difficultés
auraient été plus importantes dans le cas d’une surestimation de la production.
La fébrilité des marchés
Dans son rapport
sur les prix à terme pour l’année 2023 [10], la CRE considère que « Les
prix à terme de l’électricité pour l’hiver 2022-2023 pour livraison en France
sont extrêmement élevés et ne
correspondent plus à une anticipation moyenne des prix spot telle que modélisée
historiquement. Ils reflètent soit des anticipations
de forte pénurie, soit une prime de risque élevée sur le marché de l’électricité
français, et vraisemblablement la conjonction des deux. »
En
première approche, les prix à terme sur les heures de pointe peuvent être
modélisés avec les TAC (turbines à combustion) toujours marginales (et donc le
prix horaire égal au coût variable d’une TAC gaz) ainsi qu’un certain nombre
d’heures d’atteinte de plafond de prix (c’est-à-dire d’heures où la demande
totale sur le marché journalier ne peut pas être satisfaite par les offres de
vente, en France ou depuis l’étranger au travers des interconnexions) valorisées au prix plafond sur l’enchère
journalière, actuellement à 4000
€/MWh
… le nombre d’heures d’atteinte de
plafond de prix anticipé par le marché en France est très important, de l’ordre
de 200 heures sur chacun des trimestres Q4 2022 et Q1 2023»
Ce plafond de 4000 euros vient d’être
atteint dans les pays baltes, faisant déjà annoncer
son relèvement automatique à 5000 euros [11] au
20 septembre 2022.
Mais cette « spirale infernale,
dénoncée par la CRE, pourrait prendre fin, selon les
Echos [12], à la suite d’un accord entre le
régulateur du marché (ACER) et la Commission européenne, permettant de
maintenir le plafond à 4000€/MWh.
La
dérogation ibérique
Le 8 juin 2022, la Commission
européenne autorisait l’Espagne et le Portugal [13] à octroyer des aides d’État à leur production d’électricité,
notamment en plafonnant le prix du gaz, en raison de la crise énergétique et
compte tenu de « la capacité d'interconnexion limitée de la
péninsule ibérique ». Cette
mesure est supposée prendre fin le 31 mai 2023.
La capture d’écran ci-dessous des
cours du MWh de septembre est édifiante à plus d’un titre.
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