Vers une révolution copernicienne des tarifs de l électricité?

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1 Vers une révolution copernicienne des tarifs de l électricité? Atelier animé par Jacques PERCEBOIS Professeur à l Université de Montpellier (CREDEN) 6 octobre 2015

2 Vers une «révolution copernicienne» dans la formation des prix de l électricité? Alignement de 4 «planètes énergétiques» en 2016, dans un contexte de bas prix du pétrole et d une interrogation sur l instauration d une taxe carbone en bleu) 1. Fin des TRV jaunes et verts (84,5 TWh en vert, 39 TWh en jaune contre 167 TWh 2. Développement progressif des réseaux intelligents 3. Mise en place d un marché de capacité et d un marché de l effacement 4.Réforme des mécanismes de soutien aux énergies renouvelables (intermittentes) Objectifs: privilégier la concurrence par le marché, mieux rémunérer la puissance installée au niveau de la production comme à celui des réseaux (T,D), atténuer les effets pervers liés aux mécanismes de soutien hors marché des renouvelables.

3 Le système électrique européen Surcapacité au niveau de la production pour deux raisons: stagnation voire baisse de la demande d électricité (cf objectifs de la Loi de transition énergétique en France) et injection massive d électricité renouvelable intermittente payée hors marché Les prix du marché de gros (day-ahead) sont bas, parfois inférieurs à l ARENH (qui du coup devient une «option gratuite» pour les alternatifs) et cela n envoie pas les bons signaux aux investisseurs (risque de «défaillance» demain?) L interconnexion croissante des réseaux européens a introduit de la solidarité (ce qui est bon pour la sécurité du réseau) mais a également engendré des effets pervers (l injection massive d ENR en Allemagne perturbe parfois les marchés et les réseaux des pays limitrophes) INVESTISSEMENTS CUMULES dans le secteur de l énergie au sein de l U.E. entre 2000 et 2013 (en milliards d euros 2012 et en (%); source AIE) Pétrole 16 (13%) Gaz 23 (20%) Charbon 2 ( 2%) Electricité 75 (64%) Dont production ENR 42 soit (35%) Dont production hors ENR 10 soit (9%) Dont transport et distribution 23 soit (20%) Biofuels 1 (1%) Total 117 (100%)

4 Vers une tarification en temps réel? La fin des TRV jaunes et verts (> 36kVA) relance les débats sur la tarification optimale de l électricité y compris au niveau des contrats en O.M. L O.M. entre logique économique et considérations commerciales? Des offres davantage connectées aux prix du marché de gros Solutions: 1. Tarifs «time of use» (TOU) (tarifs horosaisonniers, avec heures creuses, pleines et de pointe) 2. Tarifs «critical peak pricing» (CPP) (offres tarifaires dissociant les jours «normaux» et les jours «critiques») 3. Tarifs «peak time rebate» (PTR) (on rémunère les effacements de consommation des clients; le client qui ne réduit pas sa consommation subit une perte financière; celui qui la réduit obtient un bonus et fait des économies) 4. Tarifs «real time pricing» (RTP) (le tarif varie toutes les heures voire toutes les 5 minutes en fonction des prix de marché; en pratique les prix fluctuent dans un «tunnel» avec un prix plancher et un prix plafond; nécessité de disposer de signaux informatifs avec dispositifs d alerte pour le consommateur) 5. Tarifs par blocs progressifs ou «increasing blocks rate» (IBR) (on veut pénaliser la consommation au-delà d un certain seuil) 6. Tarifs par blocs dégressifs ou «decreasing block rate» (DBR) (on incite à consommer à certaines périodes) 7. Tarifs de puissances variables ou «variable powers rate» (VPR) (limitation virtuelle et non physique de la puissance aux heures de pointe; pénalités si la puissance appelée est dépassée) Priorité au TOU ou au RTP car ce sont les tarifs qui suivent le mieux les profils de consommation.

5 Contrats en offres de marché 1. tous les clients concernés n ont pas encore franchi le pas. Attention à la date butoir 2. certains clients privilégient des prix stables pendant la durée du contrat (1 à 3 ans?), d autres préfèrent des prix calés sur le marché de gros et/ou leur courbe de charge (tarification en temps réel?) 3. certains clients souhaitent des offres duales «gaz-électricité», d autres non quel modèle sera privilégié? 4. tous les clients espèrent une baisse du prix (5 à 15%?) et c est plus facile avec un prix de gros à moins de 40 euros le MWh. 4. certains clients vont se regrouper pour lancer des appels d offres (cf le succès d UGAP); notamment les collectivité locales? 5. la fin des TRV jaunes et verts est une opportunité pour des entrants qui ne sont pas des fournisseurs traditionnels d électricité (cf TOTAL). Vers une «ubérisation» des offres de fourniture? 6. Une nouveauté dans le paysage: offres possibles de services associés par des «entrants non énergéticiens» (GAFA pour Google, Apple, Facebook, Amazon qui à eux 4 représentent un CA de 316 milliards $ soit le PIB du Danemark)

6 Apport des «réseaux intelligents» 1. Permettent de faire des offres de prix calés sur les profils de consommation des clients 2. Permettent d associer des services annexes calés sur les attentes des clients (relève et suivi des consommations, gestion à distance des équipements utilisateurs, optimisation de la facture via des opportunités d effacement, efficacité énergétique, intégration d une production locale d électricité avec autoconsommation d une partie de l électricité produite) 3. Offres de marché différenciées selon les profils de consommation mais également selon les lieux de soutirage (fin de la péréquation spatiale des offres)

7 Marché de capacité et marché de l effacement: deux approches complémentaires 1. Marché de capacité Le marché de gros de l électricité ne rémunère les producteurs que pour l énergie fournie (energy-only market). La capacité de production ne représente pas de produit distinct et n est donc pas rémunérée explicitement. Les coûts fixes sont récupérés via les coûts variables selon la logique du «merit order» aux heures les plus chargées de l année (mark-up ou rente infra-marginale; exemple: on couvre les CF du nucléaire lorsque le kwh nucléaire est vendu sur la base du CV du kwh thermique gaz ou thermique charbon) Les pics de prix extrêmes sont inacceptables pour le régulateur d où la fixation de prix plafonds sur le spot (prix capés), d où un problème de «missing money» (STOFT) De plus les prix de gros ne reflètent pas les vrais coûts du fait de l injection massive d électricité renouvelable financée hors marché et qui participe aux enchères à coût nul sur le marché; prix parfois négatifs et actuellement inférieurs au niveau de l ARENH D où l idée d introduire une rémunération explicite pour la simple disponibilité de la capacité (en kw). Plusieurs mécanismes sont possibles (cf ci-après); cela va- t-il entraîné un surcoût pour le consommateur? 2. Marché de l effacement Avantages de l effacement: valeur capacitaire valeur énergie valeur de flexibilité valeur en termes d économies de réseaux (réduction des pertes d acheminement, investissements de réseaux reportés ou évités) valeur en termes de réduction des émissions de CO2 (surtout aux heures de pointe quand le thermique fossile est marginal; centrales au charbon, au fuel ou au gaz)

8 Mécanismes de capacité En 2014 la puissance moyenne appelée a été de 53 GW mais la demande de pointe a atteint 82,5 GW début décembre (source RTE); pas de grand risque de «défaillance» actuellement selon RTE (rapport de septembre 2015) Le gestionnaire de réseau doit faire face à 3 aléas: aléa de température, l aléa de disponibilité du parc (arrêt de centrales), l aléa climatique (absence de vent ou de soleil) Marché de capacité prévu par la loi NOME (2010) Le GRT détermine les obligations de capacités à la charge des fournisseurs (courbes de charge des clients avec un coefficient de sécurité) et certifie les garanties de capacités des producteurs et opérateurs d effacement. Les garanties de capacités délivrées aux producteurs et opérateurs d effacement peuvent être cédées aux fournisseurs afin qu ils respectent leurs obligations (garanties de capacités échangeables et cessibles sur un marché de capacité). En fin d année règlement financier (pénalités éventuelles en cas d écart fixées par la CRE) Plusieurs mécanismes de capacités prévus en Europe, ce qui peut poser problème du fait des interconnexions transfrontalières lorsque les mécanismes diffèrent (surtout si aucun mécanisme n est prévu dans un pays connecté)

9 Les mécanismes de capacité en compétition 1.Régulation par les prix: mécanisme du «paiement de capacité» (rémunération fixée par le régulateur sans recourir à des appels d offres ou à un marché; les opérateurs décident d investir ou non selon la rémunération). Solution envisage en Italie? (risque de subventionner des capacités excédentaires, «effet Averch-Johnson») 2. Régulation par les volumes: (difficulté: estimation des capacités) 21. Mécanisme ciblé via des appels d offres ponctuels ou via le système dit de la «réserve stratégique» (R.S.: le régulateur détermine la quantité de capacité de réserve souhaitée; celle-ci fait l objet d un appel d offres à l issue duquel le prix de la capacité est déterminé. La capacité est activée en fonction des besoins mais ne participe pas aux marchés de l électricité). Solution retenue en Allemagne. En outre l Allemagne estime qu un marché «energyonly» pourrait résoudre la question si l on supprimait les prix plafonds (laisser les pics de prix rémunérer les capacités) 2.2. Mécanisme sur toute la capacité via Mécanisme décentralisé dit «d obligation de capacité» avec introduction d un marché de capacité (le régulateur impose aux fournisseurs de couvrir les besoins de capacité de leurs clients, en pointe en particulier; les «obligés» obtiennent des certificats de capacité à hauteur de leur obligation soit auprès des producteurs ou agrégateurs d effacement soit via un marché secondaire de capacité). Solution retenue en France. Un mécanisme décentralisé permet de responsabiliser les fournisseurs mais il existe risque de mal estimer la capacité nécessaire; cela peut aussi constituer une barrière à l entrée pour les nouveaux fournisseurs qui ne disposent pas d une chronique de données de consommation Mécanisme centralisé dit des «enchères de capacité» (le régulateur détermine le niveau de capacité souhaitable pour une période donnée; ce niveau fait l objet d un appel d offres à l issue duquel le prix est déterminé. La capacité participe ensuite aux marchés de l énergie au même titre que les actifs de production). Solution retenue par le Royaume-Uni. Ce système rend la puissance publique responsable de la juste évaluation de la demande agrégée (la sécurité d approvisionnement est un bien public)

10 Mécanismes d effacement Diminution volontaire et temporaire de la consommation électrique d un industriel (ou d un particulier) moyennant rémunération (dans certains cas il s agit d un simple report de consommation mais cela permet de «passer la pointe»). Deux types de valorisation de l effacement: 1. Une valorisation implicite à travers un contrat avec le fournisseur pour faire varier le prix en fonction de la tension O/D sur le marché (logique de la tarification EJP ou Tempo; les contrats en O.M. peuvent reprendre cette logique) 2. Une valorisation explicite à travers le marché de l énergie, via le mécanisme NEBEF (Notification d Echange de Blocs d Effacement) introduit par la loi «Brottes» en L effacement minimal est à 100 kw. Les traders, fournisseurs, producteurs peuvent vendre ou acheter de l effacement de consommation sur le marché. Les consommateurs peuvent vendre leurs effacements en se déclarant opérateurs d effacement ou via un tiers sous contrat («agrégateurs»); on peut ainsi économiser 7 à 8% de la demande assez facilement (problème: stratégie de surestimation de sa consommation par le client pour ensuite la rendre sur le marché aux heures de pointe?)

11 Réforme des mécanismes de soutien aux énergies renouvelables (éolien et photovoltaïque) Le mécanisme des «feed-in tariffs» (FIT) a engendré beaucoup d effets pervers (rentes importantes suite à des prix d achat trop rémunérateurs; cf évolution de la CSPE) Progression très rapide de la CSPE (6,3 milliards d euros en 2015?); la CSPE est considérée comme un impôt au sens de l article 34 de la Constitution (décisions du Conseil d Etat en 2006 et du Conseil Constitutionnel en 2014); la CSPE fait partie de l assiette de la TVA. Structure de la CSPE: péréquation tarifaire spatiale (ZNI): 23,4% Dispositions sociales: 5,5% Cogénération: 7,3% Soutien aux renouvelables: 63,8% (dont 2/3 pour le PV et 1/3 pour l éolien) Vers quelles solutions (directives européennes et loi française de transition énergétique)? 1. Abandon des FIT au profit des FIP («feed-in premiums»): le producteur vend son électricité sur le marché de gros et obtient un complément de revenu sous forme d une prime (fixée ex ante, ex post, après enchères selon les cas); système plus souple et qui maintient le lien avec le prix du marché (système en vigueur en Allemagne depuis 2014) 2. Stockage d une partie de l électricité (batteries, steps, «power to gas» sous forme d hydrogène ou de méthane via la «méthanation») 3. Autoconsommation d une partie de l électricité renouvelable produite (mécanisme du «net-metering» ou bonus pour l électricité autoconsommée; dans ce cas problème de financement du réseau de distribution) 4. Elargissement de l assiette de la CSPE ou transfert d une partie de la CSPE au budget de l Etat (débat sur les «subventions croisées» induites par ce transfert)

12 Les effets pervers des énergies renouvelables: baisse du prix spot sur le marché de gros et hausse du prix TTC payé par le consommateur final Le producteur d électricité éolienne n est pas sensible au signal-prix du marché (source J Percebois CREDEN) Injection d électricité éolienne payée hors marché (FIT) Externalités sur les réseaux limitrophes Baisse du prix spot sur le marché de gros de l électricité Coût du backup lié à l intermittence Hausse du prix TTC pour le client final Augmentation du surcoût «FIT prix de gros = CSPE»

13 Prix de marché de l électricité en Allemagne, en France, en Italie et au Royaume-Uni

14 Mise en œuvre de la réforme des mécanismes de soutien aux ENR dans la loi du 17 août 2015 (décrets en cours): de la complexité comme «barrière à l entrée»?! Coexistence de deux mécanismes: «contrat d achat» (FIT) et «contrat de complément de rémunération» (FIP) financés par la CSPE Dans les deux cas soit logique du «guichet ouvert» auprès de l acheteur obligé (EDF) soit logique de l appel d offres (se reporter au décret qui précisera les choses) (NB pour l instant l éolien et le solaire ne sont pas encore éligibles au complément de rémunération en «guichet ouvert» mais pourraient l être via l appel d offres, du moins pour le solaire) L éolien terrestre est éligible au tarif d achat sans limitation de puissance et le solaire l est mais jusqu à 100 kw; au-delà le solaire relève de l appel d offres Le complément de rémunération est constitué d une prime mensuelle destinée à compenser l écart entre un «tarif d achat de référence» et un «prix de marché de référence». Le complément de rémunération est augmenté d une «prime de gestion» (compenser les coûts de transaction). Le tarif d achat de référence est fixé par arrêté et est basé sur le coût d investissement et d exploitation moyen d une installation performante et représentative de la filière. Le prix de marché de référence est également fixé par arrêté et correspond à une moyenne des prix «day ahead» observés sur le marché de gros. Les revenus obtenus sur le marché de capacité sont déduits du complément de rémunération: Avec le mécanisme «complément de rémunération»: Revenu total = revenu issu de la vente des MWh sur le marché de gros + complément de rémunération (prime proportionnelle à l énergie produite) + prime de gestion - revenus perçus sur le marché de capacité NB cas où la prime est négative : le producteur est redevable de cette somme dans la limite des totaux perçus depuis le début du contrat au titre du complément de rémunération (le prix de référence de la garantie de capacité est une moyenne arithmétique des prix issus des enchères sur le marché de capacité organisé par EPEX Spot; le nombre normatif de capacités est le produit de la puissance de l installation par un coefficient défini pour chaque filière et représentatif de la disponibilité moyenne de la filière)

15 Vers une réforme du TURPE? Le renforcement des réseaux (T et D) va s accroître avec le développement des interconnexions transnationales et celui des énergies renouvelables à l échelle locale; cela va augmenter le volume des coûts fixes à financer. Le dimensionnement des réseaux se fait en fonction de la puissance (MW) à injecter ou à soutirer alors que la rémunération de ces réseaux via le TURPE se fait largement en fonction de l énergie soutirée (MWh) et non en fonction de la puissance souscrite Il faut donc modifier la structure du TURPE et majorer la composante fixe du péage; cela aura deux conséquences 1. la hausse de la partie fixe peut pénaliser l autoconsommation d énergie renouvelable (actuellement l autoconsommateur se comporte un peu comme un «free rider» ou «passager clandestin») 2. la hausse de la part fixe du TURPE va réduire le gain que l extension du réseau procure via l appel aux unités de production les moins coûteuses (ENR intermittentes) Introduction possible d un signal-prix de localisation des capacités d injection et de soutirage ce qui revient à se rapprocher d une tarification «nodale» (fin de la péréquation spatiale)? Les fournisseurs vont développer des offres de marché différentes selon les profils de consommation (usages plats ou non) mais aussi selon la localisation spatiale des clients. On doit en tenir compte au niveau des péages d accès aux réseaux (surtout en distribution?)

16 CONTRATS d ÉLECTRICITÉ et de GAZ en FRANCE (situation au 31 mars 2015) Clients Résidentiels Clients Non Résidentiels Électricité Gaz Électricité Gaz Nombre total de sites 31,617 millions 10,635 millions 4,967 millions dont sites en offre de marché dont sites alimentés par un fournisseur alternatif Consommation totale des sites 144,3 TWh 125,7 TWh 278,9 TWh 325,2 TWh dont consommation des sites en offre de marché 11,4 TWh 42,9 TWh 123,0TWh 316,4 TWh dont consommation des sites alimentés par un fournisseur alternatif (% consommation) 11,4 TWh (7,9 %) 22,6 TWh (18,0%) 61,2 TWh* (21,9%) 186,4 TWh (57,3%) * Soit 50 % de la consommation des sites professionnels ayant opté pour un prix de marché Source: Chiffres CRE Jacques Percebois, p. 16

17 Conclusion La fin des TRV c est l occasion pour les fournisseurs alternatifs de conquérir de nouveaux clients (cf TOTAL fournisseur d électricité? TOTAL Energie Gaz vend déjà du gaz; cf Dyneff qui devient fournisseur de gaz et pourrait devenir fournisseur d électricité?) C est aussi une opportunité pour les clients de mieux faire jouer la concurrence entre fournisseurs (la logique du moins-disant reste la norme; cf groupement de consommateurs type UGAP) Le prix va rester le critère déterminant mais le menu de services associés va constituer un «plus» pour les offres de marché Les prix de gros devraient demeurer assez bas dans les prochains mois voire les prochaines années (les risques de défaillance sont faibles car on est en surcapacité électrique en Europe) La part du TURPE et celle de la CSPE dans le prix de l électricité vont en revanche s accroître car il faut financer les réseaux et payer encore pour le renouvelable L introduction d une taxe carbone (hypothétique?) ne devrait pas pénaliser les consommateurs français d électricité au vu de la structure du parc électrique La prolongation et le renouvellement à terme du parc nucléaire devraient toutefois exiger de nouveaux investissements dans un futur proche La volatilité des prix de gros est relativement faible aujourd hui mais cela pourrait ne pas durer (cf pointe) (le spread pointe-base est faible aujourd hui) Une relance de la demande d électricité en Europe (hypothétique aujourd hui) serait de nature à renchérir la moyenne des prix de gros