POUR COMPRENDRE LE MARCHÉ DE

CAPACITÉ ET LA RÉFORME DU TURPE

Un atelier animé par Jacques Percebois,

professeur émérite à l’université de Montpellier

et directeur du CREDEN

12 avril 2016

7 questions clés

Ce qui se résume parfois à une ligne sur la facture de l’industriel est en réalité le résultat d’un équilibre complexe. Quels sont les mécanismes à l’œuvre et

comment les industriels peuvent-ils tirer leur épingle du jeu ? Lors de son dernier atelier du 12 avril 2016 à Paris, Jacques Percebois et ses invités ont proposé de

décrypter les points clés des réformes annoncées pour 2017 et leur impact sur les tarifs de l’électricité.

Compte-rendu de cet atelier qui s’est déroulé le 12 avril 2016 à Paris.

Autour de Jacques Percebois, professeur émérite àl’Université de Montpellier et directeur du Centre deRecherche en Économie et Droit de l’Énergie (CREDEN) :

• Quentin Bchini, chercheur au KIT, Karlsruhe

• Étienne Beeker, chargé de mission France Stratégie

• Michel Derdevet, secrétaire général d’ERDF

• Thierry Raison, directeur clients marchés, direction Optimisation Amont Aval Trading d’EDF

• Jean-Pierre Roncato, président de l’UNIDEN

1. Pourquoi mettre en place un marché de capacité ?

2. Quels sont les autres mécanismes de régulation possibles ?

3. Comment va fonctionner le marché de capacité en France ?

4. Comment cela se passe-t-il ailleurs?

5. Mécanismes de capacité : quelles conséquences pour lesproducteurs d’électricité ?

6. Quelles conséquences pour les clients industriels ?

7. Pourquoi réformer la structure du TURPE ?

Sommaire

L’EUROPE DE L’ÉNERGIE EN PLEIN CASSE-TÊTE

Étienne Beeker de France Stratégie rend comptede deux études universitaires qui analysent lesraisons de cette crise profonde du systèmeélectrique européen, au moment où lesdirectives européennes tentent de concilier lesenjeux contradictoires entre diminution desémissions de CO2, maintien d’une énergiecompétitive et sécurité d’approvisionnement.« Si les prix du marché s’effondrent, rappelleÉtienne Beeker, c’est surtout en raison dessurcapacités liées à l’injection massive des ENRqui ont besoin d’un soutien mais qui ont un coûtglobal de production plus élevé que le marché. »

En France, la pointe électrique augmente d’environ 3 % chaque année et a enregistré une hausse de28 % en 10 ans. Traditionnellement, les centrales thermiques permettaient de répondre à ces besoinsd’approvisionnement en période de pointe électrique.Aujourd’hui, en raison de l’intégration des ENR hors prix du marché, ces centrales sont devenues tropchères. De fait, les investissements se raréfient et font peser un risque d’approvisionnement. Il est doncnécessaire de trouver de nouvelles voies pour financer les moyens de production et d’effacement. Maisce besoin de flexibilité intervient dans un contexte de crise de l’énergie sur le marché européen ensurcapacité électrique.

Pourquoi mettre en place un marché de capacité ?

1.

C’est aussi en raison de la baisse du prix desénergies fossiles. « Face à des objectifscontradictoires, difficile d’investir sur la base d’unsignal prix SPOT à 26 €/kWh en France et22 €/kWh en Allemagne. » Alors, commentsoutenir les investissements ?

« Il est nécessaire de trouver de nouvelles voies pour financer les

moyens de production et d’effacement. »

…

ÉCONOMISTES : TROIS VISIONS DIVERGENTES

Pressenti en France, le marché de capacité ne faitpas l’unanimité. Jacques Percebois analyse laperception des spécialistes :

…Pourquoi mettre en place un marché de capacité ?

Certains considèrent que le marché EnergyOnly (EOM) est une solution. Pour eux, l’envoldes prix à la pointe suffit à financer lesinvestissements. La contrepartie : accepterdes prix élevés aux heures de pointe et unrisque de défaillance « raisonnable ».

D’autres préfèrent l’option marché EnergyOnly capé. Dans ce cas, les pouvoirs publics fixent un prix plafond. Mais cette solution ne

Pour d’autres encore, seul le marché decapacité (rémunérer la capacité installée etnon plus seulement l’énergie fournie) permetde récupérer les coûts fixes. Ce dispositifresponsabilise tous les acteurs (producteurs,fournisseurs et consommateurs) enrépercutant les coûts équitablement.

La solution idéale reste en débat autour de ladualité puissance/énergie avec un signal prix quiencourage l’investissement. « Auparavant, nousavions des outils pour gérer ce système, rappelleÉtienne Beeker. Maintenant, avec les ENRdécentralisées et intermittentes au coût marginalnul, nous sommes en terrain inconnu. »

1.

permet pas non plus au producteur derécupérer les marges suffisantes pour financerses coûts fixes.

Voir l’interview vidéo d’Étienne Beeker

Télécharger la présentation d’Étienne Beeker

En Europe, le financement des installations et la sécurité d’approvisionnement sont abordés demanière contrastée selon les pays. Étienne Beeker en rappelle les fondamentaux.

Quels sont les autres mécanismes de régulation possibles ?

2.

…

LA RÉSERVE STRATÉGIQUECe mécanisme institue une régulation par lesvolumes pour maintenir une sécuritéd’approvisionnement. Système retenu enAllemagne, en Belgique, en Pologne et en Suède.Il se traduit par l’obligation légale du fournisseurde disposer de la puissance maximale souscritepar ses clients.

LE PAIEMENT DE CAPACITÉIci, la régulation passe par les prix. L’État fixe untarif d’achat. La puissance est rémunérée en tantque telle, mais suivant un procédé coûteux pourle consommateur. La Commission européenneest peu favorable à cette solution retenue enEspagne, au Portugal, en Grèce, en raison del’opacité des prix.

LE MARCHÉ DE CAPACITÉ CENTRALISÉC’est le système adopté par les Anglais. Legestionnaire du réseau de transport (GRT) fixeune cible de capacités avec une marge et met auxenchères les capacités. Étienne Beeker note quela Grande-Bretagne, bien que la première à avoirchoisi la libéralisation avec le marché Energy Onlydans les années 1990 - après avoir découvert desréserves de gaz en mer du Nord - revient à unsystème où l’État reprend le contrôle de son mixénergétique. Raison : les réserves s’épuisent, leparc se désarticule et il est moins facile de gérerles investissements.

Pas de mécanisme de capacité

Mécanisme envisagé ou en projet

Mécanisme opérationnel

…

2.Quels sont les autres mécanismes de régulation possibles ?

LE MARCHÉ DE CAPACITÉ DÉCENTRALISÉPrévu en France, c’est une régulation ciblée sur la sécurité d’approvisionnement en période de pointe et portant sur toutes les capacités disponibles.

« La Grande-Bretagne […] revient à un système où l’État

reprend le contrôle de son mix énergétique. »

Comment va fonctionner le marché de capacité en France ?

3.

…

LES RECOMMANDATIONS DE LA LOI NOMEPOUR 2017 L’arrêté du 23 janvier 2015 formalise lesconditions nécessaires pour créer l’équilibreentre les différents acteurs. L’enjeu : prévenir lespériodes de pointe qui font peser un risque sur leréseau sans bouleverser l’équilibre du réseau auquotidien. Jacques Percebois présente les outils.

• Des certificats pour encourager lesinvestissements de pointeOpérateurs de capacité, les producteursreçoivent des certificats de garantie decapacité, proportionnels à la contribution deleur outil de production aux heures de pointe(certains jours ou certaines heures). Attribuéspour un an, ces certificats sont revendus auxfournisseurs.

• Des obligations pour limiter l’amplitude de lapointe électriqueDe leur côté, les fournisseurs d’électricitédoivent disposer de montants de garantie decapacité suffisants pour faire face à lademande de leurs clients aux heures de

pointe. Ils s’approvisionnent en certificatsauprès des opérateurs contre rémunération.Responsabilisé, le fournisseur incite ses clientsà maîtriser leurs consommations en périodede pointe.

• Un contrôle pour préserver l’équilibre offre-demande avec pénalités à la clé.

« La rémunération de capacité est déjà la contrepartie d’un engagement de disponibilité

donc d’un service public. »

Comment va fonctionner le marché de capacité en France ?

3.

…BRUXELLES ÉMET DES RÉSERVES SUR LE MÉCANISME DE CAPACITÉ FRANÇAISEn principe opérationnel en France à partir du 1er

janvier 2017, ce marché de capacité fait encorel’objet de discussions au sein de la Commissioneuropéenne autour de plusieurs réserves.

• Les certificats sont accordés gratuitement auxproducteurs mais sont négociables sur unmarché. Résultat, l’exploitant (EDF) profite derevenus providentiels et les pouvoirs publicsrenoncent à des recettes. Jacques Perceboisrappelle que « la rémunération de capacité estdéjà la contrepartie d’un engagement dedisponibilité donc d’un service public ».

• Les exploitants étrangers ne peuvent pasparticiper au marché français.Selon Jacques Percebois, « rien n’empêche lesAllemands de mettre en place un marché decapacité à côté de leur système. Ils tirent parailleurs un bénéfice collatéral du marché decapacité par l’interconnexion des réseaux. »

• Le marché est peu liquide et comporte unrisque car la majorité des échanges impliqueral’opérateur historique EDF qui contrôle près de90 % de la production et 80 % du marché dedétail. EDF est à la fois offreur et demandeur.« En réalité, souligne Jacques Percebois, lesfournisseurs sont obligés de mettre aux enchèrestous les certificats excédentaires avant la fin dela période d’échange. Les acheteurs d’ARENHobtiendront ainsi un nombre de certificatscorrespondants. »

• Les entrants ont plus de mal à anticiper leursobligations que l’opérateur historique. JacquesPercebois le reconnaît : « Il y a un effetd’apprentissage inhérent à tout entrant. Maisdepuis la fin des TRV, EDF a perdu des parts demarché et est également obligé de s’adapter. »

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Comment cela se passe-t-il ailleurs ?

4.

…

EN EUROPE, DES BESOINS DIFFÉRENTSLes objectifs contradictoires (réduction le CO2,prix bas et sécurité d’approvisionnement)nécessitent des arbitrages, rappelle ÉtienneBeeker. Face aux prérogatives des États sur leurmix énergétique, chaque pays réagit en ordredispersé, suivant ses priorités (cf. encadré pagesuivante).

L’ALLEMAGNE PRÉFÈRE LES RÉSERVESSTRATÉGIQUES ET CLIMATIQUESDans un contexte de forte croissance des ENRdepuis 10 ans (140 TWh en 2014) et avec un parcthermique équipé de centrales à charbon etlignites, le pays doit aussi composer avec lesobjectifs contradictoires (ambitionenvironnementale, sécurité d’approvisionnement,faibles coûts de production), indique QuentinBchini, chercheur à l’Université de Karlsruhe.

LA RECHERCHE DU MEILLEUR COMPROMISRécemment adoptée, la réforme du marché del’électricité essaie de concilier les critèresessentiels de la politique énergétique. Parmi lespremières mesures retenues, le renforcementdes réseaux de transport d’électricité pourdécongestionner le sud du pays.

Face à l’hypothèse du marché de capacité,l’Allemagne a préféré maintenir un marchéEnergy Only Market 2.0. Celui-ci prévoit lefinancement des capacités nécessairesgarantissant la sécurité du marché de l'électricité2.0 selon l'approche « ceinture et bretelles ».Depuis 2013, le pays dispose d’une réserveréseau temporaire (4 GW) pour lutter contre lacongestion du sud. À partir de 2017, le pays aprévu une réserve climatique (2,7 GW) avec descentrales fonctionnant au lignite qui s’ajoutera àla réserve réseau.

« Les objectifs contradictoires (réduction le CO2, prix bas et

sécurité d’approvisionnement) nécessitent des arbitrages. »

…Comment cela se passe-t-il ailleurs ?

UN CHOIX ASSUMÉL’Allemagne a choisi de développer son marchéde l’électricité en améliorant la fiabilité du signalprix, la réserve de capacité permettant de faireface aux risques résiduels de sécuritéd’approvisionnement. Pour le gouvernementallemand, le marché de l'électricité Energy Onlyest moins cher qu'un marché de capacité, incite àl’innovation et permet d'intégrer de grandsvolumes d'énergies renouvelables dans laproduction électrique, tout en s’intégrant aumarché européen.

LES ALLEMANDS BÉNÉFICIAIRES INDIRECTS DUSYSTÈME FRANÇAIS ?Mais comment les systèmes de régulation entreles pays peuvent-ils être aussi divergents alorsqu’ils sont si interconnectés ? Pour ÉtienneBeeker, « ces différentiels de prix entre les payss’expliquent par le fait que les besoinsd’interconnexions sont saturés ». L’Allemagne adéveloppé une production au nord de sonterritoire, alors que ses besoins sont surtout ausud. « Le pays souffre d’un manque de connexionpour des raisons d’acceptabilité. Résultat, via les« flux de bouclage » l’énergie passe par les paysvoisins qui participent à l’équilibre sans êtrerémunérés. »

TROIS PAYS, TROIS PRIORITÉS

La FranceTributaire d’une consommation électriqueparticulièrement thermosensible (chauffageélectrique et développement des usagesélectriques), elle est exposée au risqued’approvisionnement lors des vagues defroid. Elle a besoin de capacité poursatisfaire sa demande de pointe en hiver,question essentiellement saisonnière etcourt terme.

a besoin de flexibilité pourgérer l’intermittence de ses ENR. Elle doitdonc avoir recours à des centrales en back-up suivant une préoccupation très courtterme. Une contrainte que le marché decapacité ne peut pas forcément résoudre.

a besoin de renouvelerses équipements en base suivant ses cyclesd’investissement. Une solution qui répond àune préoccupation long terme.

La France

L’Allemagne

Le Royaume-Uni

4.

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Mécanismes de capacité : quelles conséquences pour les

producteurs d’électricité ?

5.

…

L’INTÉGRATION DES ENR HORS PRIX DU MARCHÉ DÉSÉQUILIBRE LES RÈGLES DU JEUPourquoi EDF milite-t-il en faveur d’un marché decapacité ? Thierry Raison d’EDF rappelle lecontexte français. Alors qu’on assiste à une baissede la demande énergétique et à l’effondrementdu prix des combustibles, le développement desENR au coût marginal nul induit une baissed’activité des centrales les plus chères et doncune baisse de rémunération. De ce fait, le marchéEnergy Only ne permet pas de couvrir les coûtsfixes liés à la pointe.

LES INVESTISSEURS EN QUÊTE DE SIGNAUX STABLESPour l’exploitant comme pour l’investisseur, lemarché actuel comporte trop d’aléas concernantles pointes et le prix des pointes. Il fait courir unrisque de déclassement de certaines centrales,tout en créant à terme une menace sur lasécurité d’approvisionnement. « Actuellement,EDF a annoncé la fermeture de plusieurs centralesà flammes, le signal prix étant tel que le modèlen’est pas soutenable, estime Thierry Raison. Il nes’agit pas de garder tous les moyens

de production mais ceux qui sont nécessaires au regard des besoins, soit 10 à 15 GW. »Si le marché de capacité présente l’avantaged’assurer la sécurité d’approvisionnement enenvoyant les bons signaux de prix aux opérateurs,Thierry Raison rappelle que sa mise en placereste conditionnée aux résultats de l’enquête dela Commission européenne.

« Il ne s’agit pas de garder tous les moyens de production mais

ceux qui sont nécessaires au regard des besoins. »

…

Mécanismes de capacité : quelles conséquences pour les

producteurs d’électricité ?

L’IMPORTANCE D’UN SIGNAL PRIX INCITATIF

Redonner de la visibilité aux investisseurs,c’est précisément l’impact attendu dumécanisme de capacité. Le dispositif permettraen effet aux exploitants de rémunérer lemaintien des centrales nécessaires à l’équilibredu système en valorisant une capacité, encomplément de celle du marché Energy Only.

Particularité du système français décentralisé :le prix se fixe par le jeu de l’offre (exploitants)et de la demande de certificats (émis par lesfournisseurs) avec un plafond à 40€/kW. De lamême manière, faute de signal cohérent,difficile pour les opérateurs d’effacement defaire des offres.

DE NOUVELLES OBLIGATIONS POUR LE RÉSEAU DE DISTRIBUTION

Aujourd’hui, le réseau de distribution est aussi concerné par le débat sur le mécanisme de capacité, car 350 000 sites d’énergies renouvelables sont désormais raccordés au réseau. En moins de 10 ans, ce nouveau paramètre a introduit un bouleversement dans l’équilibre du système électrique qui impose des obligations à l’exploitant chargé de jouer son rôle de facilitateur. Par ailleurs, les pertes sur le réseau génèrent une obligation de capacité qu’ERDF devra couvrir en s’approvisionnant en garanties de capacité.

5.

Quelles conséquences pour les clients industriels ?

6.

…

DES IMPACTS VARIABLES SELON LES PROFILS DE CONSOMMATIONCôté producteur, Thierry Raison d’EDF estimeque l’impact du mécanisme sur le client serafonction de quatre critères : son profil deconsommation plus ou moins plat, lathermosensibilité de son activité, la saisonnalitéde la courbe de charge et le type d’offre (TRV ouoffre de marché) qui induit ou non de l’ARENH et,par extension, de la capacité ou non.

L’INDUSTRIE FRANÇAISE VEUT RESTER CONCURRENTIELLECôté industriels, Jean-Pierre Roncato de l’UNIDENprésente plusieurs études soulignant l’écart decompétitivité entre les États-Unis et l’Europe d’uncôté, et la France et l’Allemagne de l’autre sur lesmarchés du gaz et de l’électricité. Cesdifférentiels de prix sont dus à ladésindustrialisation française et au prix del’énergie ces cinq dernières années (cf. encadrépage suivante).

DES MESURES PROTECTRICES À ENVISAGERLes industriels ont conscience de la complexité duproblème mais demandent que l’impact de cesmesures sur leur compétitivité soit intégré. Jean-Pierre Roncato insiste : « Si la question dumécanisme de capacité s’était posée il y a un an,j’aurais été confiant grâce à l’ARENH. Maisquelques mois après l’effondrement des prix demarché, l’ARENH n’est plus dans le paysage. Gareaux mesures françaises trop spécifiques, sourced’écart de compétitivité supplémentaire entre lespays, et intégrons des systèmes de protection(mesures de compensation pour les électro-intensifs ou mesures sectorielles spécifiques liéesau risque de fuite carbone). »

« Gare aux mesures françaises trop spécifiques […] et intégrons

des systèmes de protection. »

…

ÉVITER LES DISTORSIONS DE COMPÉTITIVITÉ AVEC LE RESTE DU MONDE

Les études présentées par Jean-Piere Roncatomontrent la comparaison des courbes des prixdu gaz aux États-Unis et en Europe. Parallèlesen 2010, elles accusent un écart significatif quine s’atténue pas dans le temps. Si les prixbaissent en Europe, ils baissent également chezles Américains. Même phénomène sur lemarché de l’électricité européen où malgré desprix de marché en baisse, la France a maintenuun coût supérieur de 6 à 7 €/MWh à celui del’Allemagne, creusant l’écart de compétitivité.

Quelles conséquences pour les clients industriels ?

LES INDUSTRIELS ALLEMANDS EN PHASE AVEC LE SYSTÈME RÉCEMMENT ADOPTÉDe leur côté, les industriels allemands, dans leurgrande majorité, ont accueilli favorablement lesmesures prises par leur gouvernement. Ilsconsidèrent que l’Energy Only Market incitesuffisamment à investir dans une centrale depointe, alors que le marché de capacité est unsystème complexe, coûteux qui a tendance àengendrer une surcapacité. Un enthousiasmetempéré par un participant dans la salle quisouligne que l’industrie peut être favorable àl’Energy Only Market qui l’exonère quasiment detaxes, taxes supportées par les consommateurs.

UN BESOIN IMPÉRIEUX DE VISIBILITÉUne certitude : les industriels ont besoin devisibilité sur le long terme. En témoignel’initiative des industriels électro-intensifsd’Exeltium qui ont décidé d’un apport de fondspour sécuriser 100 MW sur 20 ou 25 ans. Dans lasalle, une participante s’interroge : « Si le marchéEnergy Only est compliqué pour l’investisseur, neserait-il pas plus simple pour l’industriel de sefonder sur des prix qui ont une visibilité sans êtretributaire d’un prix SPOT ? »

Thierry Raison rappelle que la sécuritéd’approvisionnement s’anticipe plusieurs années àl’avance. Il faut pouvoir convaincre des investisseursallergiques au risque. Or, c’est plus difficile de le fairesur un marché Energy Only sur la base d’un revenualéatoire, tributaire d’événements exceptionnels unefois tous les 10 ans.

6.

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Pourquoi réformer la structure du TURPE ?

7.

…

VERS UNE TARIFICATION À LA PUISSANCE DÈSL’ÉTÉ 2017La réforme, en modifiant la structure du TURPE,vise à augmenter la tarification à la puissancepour favoriser les investissements. En face desincertitudes introduites par l’injection des ENR,Jacques Percebois suggère d’envoyer un signalprix de localisation des capacités d’injectionsélectriques et de s’ajuster à l’horosaisonnalité enfonction de l’heure et de la période. MichelDerdevet d’ERDF souligne la difficulté pour ERDFde trouver la bonne solution en tenant comptede trois pôles différents : ERDF est une filialed’EDF mais les collectivités sont propriétaires desréseaux et la CRE fixe les règles de régulation.Ceci nécessite de trouver la solution la moinscoûteuse en intégrant cet équilibre.

LE TURPE ACCÉLÉRATEUR DE LA TRANSITION ÉNERGÉTIQUELe TURPE 5 sera en vigueur dès l’été 2017 etjusqu’en 2021. L’enjeu pour ERDF consiste àdéfinir des tarifs qui reflètent les nouveauxmodes de consommation et la profonde mutationdu système électrique : évolution du mixénergétique (jusqu’à 47 GW d’ENR en 2030),développement du numérique et de la gestiondes données (Linky), bornes de recharge (7millions d’ici 2030). Pour le TURPE 6, ERDFpréconise une nouvelle méthode de calcul fondéesur les coûts marginaux des services apportés parle réseau : desserte, garantie de puissance,acheminement et qualité .

À l’image du marché de capacité, l’accès des tiers au réseau (ATR) ne rémunère pas la puissance à lahauteur des investissements des gestionnaires de réseau, déplore Jacques Percebois. La tarificationactuelle favorise les clients ayant une faible utilisation de la puissance souscrite à l’image des résidencessecondaires. La question est d’autant plus prégnante que l’autoproduction du photovoltaïque sedéveloppe.

…QUATRE MESURES CLÉS DU TURPE 5

1. Adapter le tarif aux nouveaux modes de consommation, notamment en rééquilibrant la composante soutirage au profit de la part puissance.

2. Simplifier les dispositifs tarifaires.

3. Répondre aux attentes différenciées du service public en remplaçant les composantes de gestion par des composantes de service.

4. Répondre aux besoins de flexibilité du distributeur.

DÉVELOPPER LES RÉSEAUX, UNE SOLUTION APPARTENANT DÉJÀ AU PASSÉ ?Un autre participant s’interroge sur la légitimitéd’une économie de développement du réseau etdes interconnexions au vu des investissements. Quefera-t-on de ces structures quand on aura trouvédes solutions de stockage ? Michel Derdevetsouligne la pertinence de la question. « Même si lesbesoins d’interconnexions existent, il ne faut paschercher à appliquer 10 % d’interconnexion surtoutes les frontières. Certaines méritent plus,d’autres moins. Adressons les financements là où ilssont prioritaires au regard de la transitionénergétique. À titre de repère, il faut 450 millionsd’euros pour équiper l’ensemble des autorouteseuropéennes de bornes tous les 80 km. C’est lamoitié du budget de l’interconnexion avecl’Espagne. »

Pourquoi réformer la structure du TURPE ?

7.

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