Conférence «Quelle évolution de la tarification des réseaux pour envoyer les bons signaux économiques?»

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1 Conférence «Quelle évolution de la tarification des réseaux pour envoyer les bons signaux économiques?» Jeudi 28 février :30 19:00 Université Paris Dauphine / Salle Raymond Aron Place du Maréchal de Lattre de Tassigny Paris cedex 16 M : Dauphine Conférence «Quelle évolution de la tarification des réseaux pour envoyer les bons signaux économiques» 28 janvier 2015 p.1

2 Conférence «Quelle évolution de la tarification des réseaux pour envoyer les bons signaux économiques?» 15h30 Accueil des participants 16h00 Introduction Patrice GEOFFRON, Directeur du CGEMP, Université Paris-Dauphine Jan Horst KEPPLER, Directeur scientifique, Chaire European Electricity Markets (CEEM), Université Paris-Dauphine Fabien ROQUES, AEE et CGEMP 16h40-17h00 17h00-17h20 17h20-17h40 17h40-18h00 18h00-19h00 19h00 Les signaux de localisation dans les marchés électriques : théorie et revue d expériences internationales, Charles VERHAEGHE (FTI CL Energy) Les enjeux du point de vue du gestionnaire du réseau de transport, Vincent THOUVENIN (Directeur du département TREFF, RTE) Les enjeux du point de vue du distributeur, Jean-Baptiste GALLAND (Directeur de la Stratégie de ErDF) Les enjeux vus par un opérateur, Fabien CHONE (Directeur Général de Direct Energie) Table ronde de discussion et interaction avec la salle Grand Témoin, Dominique JAMME, CRE Conclusion Christophe BONNERY, Président de l AEE Conférence «Quelle évolution de la tarification des réseaux pour envoyer les bons signaux économiques» 28 janvier 2015 p.2

3 Conférence «Quelle évolution de la tarification des réseaux pour envoyer les bons signaux économiques?» 15h30 Accueil des participants 16h00 Introduction Patrice GEOFFRON, Directeur du CGEMP, Université Paris-Dauphine Jan Horst KEPPLER, Directeur scientifique, Chaire European Electricity Markets (CEEM), Université Paris-Dauphine Fabien ROQUES, AEE et CGEMP 16h40-17h00 17h00-17h20 17h20-17h40 17h40-18h00 18h00-19h00 19h00 Les signaux de localisation dans les marchés électriques : théorie et revue d expériences internationales, Charles VERHAEGHE (FTI CL Energy) Les enjeux du point de vue du gestionnaire du réseau de transport, Vincent THOUVENIN (Directeur du département TREFF, RTE) Les enjeux du point de vue du distributeur, Jean-Baptiste GALLAND (Directeur de la Stratégie de ErDF) Les enjeux vus par un opérateur, Fabien CHONE (Directeur Général de Direct Energie) Table ronde de discussion et interaction avec la salle Grand Témoin, Dominique JAMME, CRE Conclusion Christophe BONNERY, Président de l AEE Conférence «Quelle évolution de la tarification des réseaux pour envoyer les bons signaux économiques» 28 janvier 2015 p.3

4 Analyse des signaux de localisation dans la tarification des réseaux et de leur applicabilité en France et en Europe

5 Disclaimer The authors and the publisher of this work have checked with sources believed to be reliable in their efforts to provide information that is complete and generally in accord with the standards accepted at the time of publication. However, neither the authors nor the publisher nor any other party who has been involved in the preparation or publication of this work warrants that the information contained herein is in every respect accurate or complete, and they are not responsible for any errors or omissions or for the results obtained from use of such information. The authors and the publisher expressly disclaim any express or implied warranty, including any implied warranty of merchantability or fitness for a specific purpose, or that the use of the information contained in this work is free from intellectual property infringement. This work and all information are supplied "AS IS." Readers are encouraged to confirm the information contained herein with other sources. The information provided herein is not intended to replace professional advice. The authors and the publisher make no representations or warranties with respect to any action or failure to act by any person following the information offered or provided within or through this work. The authors and the publisher will not be liable for any direct, indirect, consequential, special, exemplary, or other damages arising therefrom. Statements or opinions expressed in the work are those of their respective authors only. The views expressed on this work do not necessarily represent the views of the publisher, its management or employees, and the publisher is not responsible for, and disclaims any and all liability for the content of statements written by authors of this work. For more information, go to:

6 Quelques mots sur FTI-CL Energy

7 FTI Consulting est un cabinet de conseil dont l expertise et la renommée sont établies au niveau mondial Présentation Histoire et taille Cabinet de conseil international Etabli en 1982 Fournit une expertise aux entreprises, afin de les aider à protéger et à développer leur valeur et leur activité Plus d 1,5 milliards US$ de chiffres d affaires, côté en bourse sur NYSE Plus 4000 employés, présent dans 24 pays et sur les 6 continents Portée mondiale Services 5 divisions : 1. Conseil économique 2. Finance d entreprise / restructuration 3. Assistance juridique, financière et économique dans le cadre de litiges et contentieux 4. Technologie 5. Communication et stratégie 4

8 FTI-CL Energy a développé une compétence reconnue dans le secteur de l énergie Expertise dans le domaine de l énergie Exemples de Clients 1. Stratégie 2. Politiques publiques et régulation 3. Règlement des différends 4. Economie de la concurrence et aides d état 5. Fusions/Acquisitions et transactions Services proposés Expertise économique pour des litiges commerciaux importants Design de politiques publiques, de régulation ou d incitations Mise au point de scénarios de stratégie d entreprise Développement de modèles d affaires Appui aux décisions d investissements Modélisation des marchés de l énergie Investissements dans les énergies renouvelables et supply chain 5

9 Introduction

10 Quelle répartition des coûts de réseaux et quelle structure des tarifs? Quels sont les objectifs de la tarification des réseaux? Quels sont les coûts liés au développement et à l exploitation des réseaux? Comment les répartir entre les utilisateurs de réseaux et dans le temps pour donner de bonnes incitations? Assurer la couverture des charges de réseaux Répartition des charges entre producteurs et consommateurs Donner les bonnes incitations au GR pour l opération du réseau et les investissements Donner les bons signaux économiques aux utilisateurs pour le dispatch (CT) et les investissements (LT) Coûts de réseaux (niveau tarifaire) Répartition entre part fixe (par MW) et part variable (par MWh) Différenciation géographique des composantes tarifaires Non-discrimination, acceptabilité, complexité Structure temporelle des tarifs 7

11 Analyse des mécanismes de signaux de localisation

12 La revue de la littérature économique plaide pour une différenciation géographique des tarifs de réseau La littérature économique fournit des réponses claires sur la pertinence d intégrer une composante tarifaire pour les producteurs et de la différencier géographiquement et temporellement (Joskow, Sauma-Oren, Ramsey-Boiteux) : Tarif de réseau appliqué aux producteurs proportionnellement à l énergie qu ils injectent afin de couvrir les coûts marginaux de court-terme; Couvre ainsi le coût des congestions, le coût des pertes ainsi que, le cas échéant, des coûts relatifs à la sécurité du réseau; Approche nodale au travers du marché est la solution la plus efficace (Schweppe, Hogan) : optimisation du dispatch en fonction des congestions et des pertes; Théoriquement, sous certaines hypothèses, à même d optimiser la programmation de la production et des investissements. Du fait de l indivisibilité des investissements, l optimum en termes d investissements peut ne pas être atteint, et les charges pesant sur les gestionnaires de réseau pas totalement couvertes (Perez-Arriaga, Joskow-Tirole, Rious) : Le reflet des coûts marginaux de court-terme ne donne pas un signal suffisant pour réaliser les investissements optimaux; Une incitation complémentaire peut s avérer nécessaire : approches par la part fixe des tarifs de réseau, les charges de raccordement ou les mécanismes de capacité zonaux. 9

13 $/MW/Year Le retour d expérience du marché nord-américain PJM montre que l approche nodale optimise le dispatch de la production et donne un signal de long-terme aux investissements Evolution du coût mensuel des pertes sur PJM en proportion du coût total L approche nodale fait partie intégrante du standard market design nord-américain : Dispatch optimisé par l opérateur de réseau, également opérateur du marché, en prenant en compte les capacités des lignes. Effet notable de la prise en compte des pertes aux Etats- Unis (division par 2,4 de leur coût inclut un effet prix). 160, , , ,000 80,000 60,000 40,000 20,000 - Revenus nets d une turbine à cycle combiné selon la zone Malgré la volatilité des prix aux différents nœuds, des différences de revenus apparaissent et sont stables en structure : Rentes infra-marginales des producteurs plus importantes dans les zones contraintes; Les prix nodaux permettent donc de donner un signal économique à l installation de centrales dans ces zones. Ces signaux sont par ailleurs renforcés par un marché de capacité régionalisé. BGE AP AEP ComEd Source : PJM State of the market reports Analyse : Compass Lexecon 10

14 Le tarif zonal en Grande-Bretagne donne des signaux de localisation à l investissement, même si ceux-ci n ont visiblement pas été suffisants Tarif zonal TNUoS pour la production 2013/14 ( /kw/an) Source NERA, Flaws in Ofgem s Proposals to Reform GB Electricity: Transmission Charging Répartition géographique des nouvelles capacités de production (en cumulatif depuis 1984) Pour inciter à la réalisation d investissement dans le sud de l Angleterre et limiter les contraintes de réseau nord vers sud, une tarification zonale a été mise en place en GB : Les producteurs s acquittent d env. 27% des charges de réseau (600 M /an). Les producteurs paient une part variable, ainsi qu une part fixe (à la capacité installée). Cette part fixe varie selon la localisation : les producteurs écossais paient jusqu à 30 /kw/an alors que ceux du sud de l Angleterre reçoivent 5 /kw/an. Cette variation géographique a été relativement stable au cours des dernières années. Source : Digest of UK energy statistics, National Grid Analyse : Compass Lexecon. Cette tarification a effectivement permis davantage d investissements dans le sud à partir de sa mise en place en Elle n a toutefois pas suffi pour éviter l accroissement des coûts de congestions nord-sud (près de 400 M en 2012). Une des raisons est que les énergies renouvelables ne sont majoritairement pas exposées à ce signal. 11

15 L analyse des différents mécanismes convoyant des signaux de localisation montre que l efficacité dépend des objectifs et de la mise en œuvre pratique Efficacité de court-terme Efficacité de longterme Stabilité et prévisibilité Mise en œuvre pratique Approche nodale / zonale Part variable du tarif d injection Part fixe du tarif d injection Conditions de raccordement Mécanismes de capacité ~ ~ ~ ~ ~ ~ L approche nodale / zonale et, dans une moindre mesure, les tarifs de réseau, permettent de rendre le dispatch plus efficace. D autres mécanismes, notamment au travers d une tarification duale avec une part fixe géographiquement différenciée, permettent de renforcer le signal de localisation pour les investissements futurs. 12

16 Applicabilité des signaux de localisation en France

17 Intérêt et applicabilité en France : pour les congestions Coûts d investissement des réseaux et de congestion en France (M ) Evolution des coûts de congestion en France, par région, en k Les coûts de congestions internes en France sont relativement faibles (en comparaison à l Allemagne et à la GB) : 30 M en 2012 contre 165 M en All. et 390 M en GB. Tendance plutôt à la baisse, contrairement à l All. et GB. Très localisés (Pointe Bretonne et Côte d Azur), avec peu de production locale. Des investissements importants sont prévus, en anticipation, pour éviter l apparition de contraintes importantes. De plus, un appel d offre a été lancé pour la construction d une centrale en Bretagne. Source : RTE Analyse : Compass Lexecon Les congestions ne semblent pas aujourd'hui justifier la mise en place de signaux ad hoc, en particulier au travers des tarifs de réseau, d autant qu une réflexion au niveau européen sur les zones est en cours. 14

18 Intérêt et applicabilité en France : pour les pertes Evolution du coût des pertes sur le réseau de transport en France (M ) Les pertes représentent un poste de coûts important (entre 600 et 700 M /an pour le RPT) et ne font plus l objet d incitations spécifiques. Les volumes sont plutôt stables, mais ils ont été revus à la hausse pour la prochaine période tarifaire. On observe des déséquilibres de production importants entre les régions. Carte des régions en surplus (en vert) ou en déficit (en rouge) de production d électricité en 2012 Si le coût des pertes sur le réseau de transport était divisé par 2,4 comme cela a été le cas sur PJM, cela représenterait une économie de 380 M. Source : RTE Analyse : Compass Lexecon La mise en place d un signal tarifaire incitant les producteurs susceptibles de générer moins de pertes réseaux à produire mérite d être étudiée. La mise en œuvre soulève toutefois des questions complexes. L impact transfrontalier est également à étudier. 15

19 Intérêt et applicabilité en France : pour les investissements futurs Estimation des tarifs d injection proportionnels à la capacité installée par région Disclaimer : Source : RTE Analyse : Compass Lexecon La méthode utilisée pour estimer les tarifs zonaux est de facto limitée par les données accessibles publiquement et ne prétend pas donner des estimations précises. Elle diffère de la méthode qui serait, le cas échéant, retenue et mise en œuvre, et ne donne que des ordres de grandeur. Elle permet toutefois d observer la variabilité des coûts imputables aux producteurs en fonction de leur localisation. Les investissements en production en France ne tiennent pas compte des coûts induits sur le réseau, excepté le coût du raccordement (shallow cost). Pourtant : Déséquilibres de production importants entre les régions; Investissements massifs prévus pour renforcer les réseaux afin d accueillir des nouveaux moyens de production; Potentiel d optimisation de la localisation des investissements futurs, notamment dans un contexte de transition énergétique (fermetures de centrales nucléaires, changements importants du parc de production); Forte variation des coûts induits par la production sur le réseau (ordres de grandeur estimés sur la base des investissements réseaux et de la répartition de la production); Refléter ces différences susceptible d inciter à une meilleure localisation des investissements. La mise en place d un tarif dual, avec une part capacitaire variant selon la localisation, mérite d être étudiée en profondeur. La mise en œuvre soulève toutefois des questions complexes. 16

20 Le cadre réglementaire européen Le règlement européen plafonne le timbre d injection (part fixe + part variable) en moyenne par Etats ; les pertes et les services système peuvent faire l objet d un timbre d injection spécifique non contraint. L ACER a rendu un avis le 15 avril 2014 : Fixer le timbre d injection proportionnel à l énergie à 0; Exception pour les pertes et les services système éventuellement; Coûts de congestion exclus du timbre d injection énergie; Aucune contrainte sur la part capacitaire, si ce n est qu elle reflète les coûts. Les codes de réseau prévoient la possibilité de revoir les zones de marché en fonction des congestions. L approche nodale n est pas envisagée. De plus, le code de réseau ne prévoit pas l inclusion des pertes de réseau. Les marges de manœuvre au niveau national sont relativement importantes : Permet la mise en place d un tarif d injection en énergie et/ou en capacité Si l avis de l ACER est suivi, les marges de manœuvre pourraient être encore plus grandes La gestion des congestions est envisagée plutôt au travers des zones de marché, mais avec un processus toutefois complexe 17

21 Synthèse des conclusions et recommandations

22 Synthèse des recommandations au niveau européen L étude sur la pertinence d une révision des zones de marché devrait être poursuivie au niveau européen. Attention toutefois à ce que les difficultés et les coûts de mise en œuvre soient bien intégrés dans une analyse coûts - bénéfices. L harmonisation des timbres d injection en énergie devrait être envisagée : L harmonisation est aujourd hui une façade : derrière la fixation du niveau à 0 proposée par l ACER se cachent plusieurs exceptions, notamment pour les pertes. La prise en compte des pertes dans certains pays uniquement risque de distordre les échanges aux frontières, ce que redoute l ACER. Une approche harmonisée est donc souhaitable et devrait s intéresser à la façon de traiter les pertes notamment. La question des tarifs d injection en capacité devrait être davantage creusée. Des divergences d approches vont avoir une influence sur les décisions d investissements entre les pays européens. Les interactions avec les mécanismes de capacité sont également à analyser. 19

23 Synthèse des recommandations au niveau français (1/2) La prise en compte des coûts de congestions dans les tarifs n est pas préconisée : L intégration précise des coûts de congestions dans la part variable des tarifs est complexe. Les coûts observés en France, la localisation et les trajectoires d investissements montrent un intérêt limité. Le cadre européen ne l envisage pas explicitement, et pourrait le rendre impossible si l avis de l ACER en la matière est suivi. La possible évolution des zones de marché pourrait traiter de la question. La mise en place d un tarif d injection variable et géographiquement différencié, payé par les producteurs en fonction de leur production, pour financer le coût des pertes, mérite d être étudiée : Le coût des pertes est un poste de coût majeur, qui ne fait pas l objet d incitations spécifiques. Des déséquilibres de production importants sont observés en France. Leur prise en compte aux Etats-Unis a eu des effets positifs en termes de réduction des coûts. La mise en œuvre peut s avérer toutefois complexe et les modalités de calcul devront être élaborées avec soin. L impact sur les échanges aux frontières devrait être analysé, le cas échéant. Une approche européenne en la matière serait souhaitable pour éviter une distorsion des échanges aux frontières. 20

24 Synthèse des recommandations au niveau français (2/2) La mise en place d une composante tarifaire à la capacité installée, géographiquement différenciée, devrait être étudiée en détail. Il existe probablement un potentiel d optimisation de la localisation des investissements futurs, notamment dans un contexte de transition énergétique. L analyse des investissements et de la répartition de la production montre une forte variation des coûts induits par la production sur le réseau. Refléter ces différences serait susceptible d inciter à une meilleure localisation des investissements. L interaction avec le mécanisme de capacité est également à prendre en considération. La réflexion sur le timbre d injection devrait être étendue aux RPD. L analyse des investissements et de la répartition de la production a également montré une importante disparité des coûts au niveau de la distribution entre les régions. La part des ENR sur le réseau, notamment en distribution, est en pleine croissance et leur impact est de plus en plus significatif. D autres évolutions majeures vont avoir un impact sur les RPD (véhicules électriques ). 21

25 Thank you for your attention Charles Verhaeghe Senior Economist FTI - COMPASS LEXECON direct mobile Fabien Roques Senior Vice President FTI - COMPASS LEXECON direct mobile 22

26 Conférence «Quelle évolution de la tarification des réseaux pour envoyer les bons signaux économiques?» 15h30 Accueil des participants 16h00 Introduction Patrice GEOFFRON, Directeur du CGEMP, Université Paris-Dauphine Jan Horst KEPPLER, Directeur scientifique, Chaire European Electricity Markets (CEEM), Université Paris-Dauphine Fabien ROQUES, AEE et CGEMP 16h40-17h00 17h00-17h20 17h20-17h40 17h40-18h00 18h00-19h00 19h00 Les signaux de localisation dans les marchés électriques : théorie et revue d expériences internationales, Charles VERHAEGHE (FTI CL Energy) Les enjeux du point de vue du gestionnaire du réseau de transport, Vincent THOUVENIN (Directeur du département TREFF, RTE) Les enjeux du point de vue du distributeur, Jean-Baptiste GALLAND (Directeur de la Stratégie de ErDF) Les enjeux vus par un opérateur, Fabien CHONE (Directeur Général de Direct Energie) Table ronde de discussion et interaction avec la salle Grand Témoin, Dominique JAMME, CRE Conclusion Christophe BONNERY, Président de l AEE Conférence «Quelle évolution de la tarification des réseaux pour envoyer les bons signaux économiques» 28 janvier 2015 p.4

27 Quelle évolution de la tarification des réseaux pour envoyer les bons signaux économiques? Signaux de localisation de la production 1 28 janvier Conférence AEE

28 Sommaire 1. Précision des objectifs poursuivis à travers la tarification de l utilisation des réseaux 2. Quels signaux de localisation sont aujourd hui envoyés aux producteurs? 3. Pourquoi envoyer un tel signal de localisation? 4. Comment envoyer un tel signal de localisation? 5. Quelles priorités de RTE pour le prochain tarif en matière de signaux envoyés aux utilisateurs? 2 AEE - 28 janvier 2015

29 1. Objectifs poursuivis par la tarification de l accès au réseau de transport Le TURPE constitue un signal économique envoyé aux acteurs du système électrique. Quels doivent être les objectifs poursuivis par ce signal? 1. Objectifs définis par le législateur : Respect des équilibres économiques et de la soutenabilité financière de l opérateur : les utilisateurs dans leur ensemble doivent supporter les coûts. Modération de la consommation aux périodes de pointe. Tarification au «timbre poste» et péréquation tarifaire. Non discrimination : tarification en fonction de l usage du réseau et non de l activité de l utilisateur. 2. Un signal d utilisation efficace du réseau Une problématique d allocation des coûts communs entre utilisateurs. Exemples Répartition des coûts à couvrir entre différents profils de soutirage (puissance / énergie). Répartition des coûts à couvrir entre injections et soutirages. 3 AEE - 28 janvier 2015

30 2. Situation actuelle : RTE et signaux de localisation à l injection Situation actuelle des coûts réseaux répercutés aux producteurs : 1. Tarif d utilisation du réseau de transport : très peu de signaux de localisation En niveau, un TURPE qui répercute peu de coûts à l injection (2%). En structure, absence de signaux de localisation dans le TURPE. 2. Coûts liés au raccordement au réseau de transport Principe du «Shallow Cost» : seuls les coûts de raccordement engagés par RTE en aval du réseau existant sont à la charge du producteur. La prochaine mise en œuvre des S3RENR enverra un embryon de signal de localisation. La publication par RTE des capacités d accueil est un signal non monétaire mais efficace Situation actuelle des signaux de localisation envoyés aux producteurs à travers la rémunération des services apportés au système : 3. Rémunération des installations de production en fonction de leurs localisations Activation des offres sur le mécanisme d ajustement pour cause réseau (congestion) Rémunération du réglage de la tension en partie géolocalisée 4 AEE - 28 janvier 2015

31 3. Pourquoi envoyer un signal de localisation? L intérêt économique de l envoi d un signal de localisation aux producteurs réside dans la meilleure prise en compte dans leurs décisions des coûts / économies réseau engendrés. L envoi d un signal économique peut cibler les coûts réseau de long terme à travers un signal focalisé sur les futures décisions d investissement. les coûts réseau de court terme à travers un signal envoyé à l ensemble des producteurs existants. Dans tous les cas, l envoi du signal de localisation aux producteurs devrait théoriquement viser à une internalisation dans leurs décisions des conséquences de celle-ci sur : les développements/renforcements du réseau de transport ; sur les congestions ; sur les pertes. 5 AEE - 28 janvier 2015

32 4. Quels leviers pour envoyer un signal de localisation? Différents leviers existent afin d envoyer un signal de localisation : 1. TURPE : une géo-différenciation de la composante injection Horizon temporel du signal limité à 4 années Si lié à l énergie injectée, potentielles distorsions de concurrence entre producteurs au niveau européen. Si lié à la puissance, possibles distorsions de concurrence entre filières de production. 2. Une modulation des charges de raccordement acquittées par les nouvelles installations de production Signal économique ciblé vers les projets d installations de production, complémentaire au signal donné par RTE sur les capacités d accueil Equivalent à un timbre d injection fixe pour l ensemble de la durée de vie de l actif Nécessaire articulation avec le dispositif des S3RENR 3. Les mécanismes de marché 4. Appels d offres et programmation pluriannuelle des investissements 6 AEE - 28 janvier 2015

33 5. Quelles priorités de RTE pour le prochain tarif? Le sujet a une actualité certaine : les décisions d investissement dans le réseau de transport sont de plus en plus dictés par l évolution du mix de production français et européen. Toutefois, deux facteurs militent pour une instruction prudente du sujet «signaux de localisation pour les producteurs» : 1. Dimension européenne de la question : tout signal envoyé créera à court ou long terme des écarts de compétitivité voire de possibles distorsions de concurrence entre producteurs au niveau européen. 2. Faiblesse de l optimisation potentielle : les coûts de congestion, certes volatiles, sont faibles en France. le volume des pertes sur le réseau de transport est lié à un ensemble de facteurs et l optimisation induite par un signal géolocalisé ne serait que de deuxième ordre. Etant donné les enjeux liés à la transition énergétique, le sujet Puissance / Energie est l une des priorités de RTE pour le prochain tarif : Niveau élevé des investissements afin de mettre en œuvre la transition énergétique. Tassement de la consommation, notamment sous l effet du développement de la production raccordée en aval du réseau de transport. Réinterroger les poids relatifs des parts puissance et énergie. 7 AEE - 28 janvier 2015

34 Conférence «Quelle évolution de la tarification des réseaux pour envoyer les bons signaux économiques?» 15h30 Accueil des participants 16h00 Introduction Patrice GEOFFRON, Directeur du CGEMP, Université Paris-Dauphine Jan Horst KEPPLER, Directeur scientifique, Chaire European Electricity Markets (CEEM), Université Paris-Dauphine Fabien ROQUES, AEE et CGEMP 16h40-17h00 17h00-17h20 17h20-17h40 17h40-18h00 18h00-19h00 19h00 Les signaux de localisation dans les marchés électriques : théorie et revue d expériences internationales, Charles VERHAEGHE (FTI CL Energy) Les enjeux du point de vue du gestionnaire du réseau de transport, Vincent THOUVENIN (Directeur du département TREFF, RTE) Les enjeux du point de vue du distributeur, Jean-Baptiste GALLAND (Directeur de la Stratégie de ErDF) Les enjeux vus par un opérateur, Fabien CHONE (Directeur Général de Direct Energie) Table ronde de discussion et interaction avec la salle Grand Témoin, Marie-Hélène BRIANT, CRE Conclusion Christophe BONNERY, Président de l AEE Conférence «Quelle évolution de la tarification des réseaux pour envoyer les bons signaux économiques» 28 janvier 2015 p.5

35 Enjeux du distributeur et signaux économiques 28/01/2015 Conférence AEE Paris Dauphine ERDF-Département TMF

36 1.4 L entreprise ERDF Repères contextuels ERDF, entreprise industrielle du service public de la distribution de l électricité : gère le premier réseau européen de par sa taille (1,3 million de km de lignes dont la propriété est communale) assure la sûreté et la sécurité du système de distribution, 24h/24, 7j/7 acteur régulé nationalement par l Etat et par la CRE mais également un acteur local qui gère 625 contrats de «concessions» spécifiques Couverture de 95% du territoire français LE TRANSPORT RTE LA FOURNITURE D ÉLECTRICITÉ LA DISTRIBUTION ERDF QUELQUES REPÈRES CHIFFRÉS 35 millions de clients 11 millions d interventions Environ nouveaux consommateurs Environ nouveaux producteurs raccordés chaque année pour plus de MW Biens propres et concédés 1,3 millions kms de lignes postes HTA/BT automates en réseau postes source 35 millions de compteurs Systèmes d informations Investissements Des investissements en forte hausse depuis 2008 Plus de 3 Md en 2014 contre environ 2Md en Et environ 0.7 Md d investissements remis par les collectivités 2

37 1.4 La part acheminement : un tiers de la facture client résidentiel et un rapport qualité-prix équilibré Charge réseau (T&D) moyenne pour un ménage consommant entre 2,5 et 5 MWh/an Part dans la facture Source : CRE, observatoire 2014Q3 L acheminement contribue à 30% de la facture d un client résidentiel La fourniture et les taxes y contribuent à environ 35% chacun La distribution représente près de 75% des coûts d acheminement de l énergie à l ensemble des consommateurs raccordés au réseau de distribution. Le transport, 25% En France, l acheminement présente un bon rapport qualité / prix comparé aux principaux pays européens effets d échelle, malgré une faible densité de population 3

38 1.4 Investir pour accompagner la transition énergétique Le réseau de distribution est indissociable du processus de transition énergétique dont il est un des principaux lieux physiques Intégration des ENR Raccordement «efficace» d ici 2020 de 19 GW d éolien et 8 GW de PV à mettre en regard des 8.5 GW d éolien et 5 GW de PV installés en 2014 Développer le pilotage de ces moyens --- réactif, écrêtements Véhicules électriques - objectif loi TE de 7 millions de bornes de recharge à 2030 Planifier des investissements réseau de l ordre de 5 Md --- raccordements et renforcements Développer l interactivité avec le réseau pour minimiser l impact de la recharge Efficacité énergétique : objectif général d efficacité énergétique Compteurs communicants - Linky permettront la création d offres de gestion efficaces de leurs consommations 4

39 1.4 La stabilité du cadre tarifaire est nécessaire pour permettre au distributeur d investir avec la meilleure efficacité Le gestionnaire de réseau investit à une date T et est rémunéré sur les 40 années suivantes Couverture des amortissements Investissement initial Rémunération du capital investi Les investissements réalisés pour les réseaux de distribution le sont pour une longue durée : il existe par conséquent un besoin de visibilité de long-terme sur les investissements réalisés aujourd hui mais rémunérés dans la durée Instabilité des TURPE depuis 12 ans, peu propice à la conduite d une activité de long terme, avec des approches très différentes entre chacun : comptable pour le TURPE 1, économique pour le TURPE 2, comptable pour les «nouveaux» TURPE 3 et constitutif d une «spécificité française» pour TURPE 4 5

40 Les signaux économiques du distributeur orientent l usage du réseau par les clients et leurs besoins futurs Le signaux économiques jouent trois rôles dans l économie de la distribution Apporter un revenu suffisant pour exploiter, entretenir et rémunérer les investissements Répartir les charges entre les clients d une façon acceptable, prenant en compte l impératif de péréquation, et équitable pour éviter des effets d aubaines Inciter à une utilisation efficace du réseau à court terme et orienter les besoins des clients à long-terme en signalant les évolutions coûteuses en développement de réseau Revenu du gestionnaire de réseau Signaux économiques du distributeur et du marché Utilisation du réseau existant Sollicitations du réseau en heures creuses et en heures pleines par les clients Développement du réseau et coûts associés Investissements des clients pompes à chaleur, véhicules électriques, autoproduction, ENR sur les réseaux BT et HTA Nouvelles habitudes et besoins de consommations Sollicitations du réseau de distribution à la pointe Ce rôle incitatif est porté par la répartition des coûts entre barèmes en énergie ( /kwh) et en puissance ( /kw), les contrastes entre barèmes en heures pleines et en heures creuses, le calendrier de ces plages horaires, etc. 6

41 La construction tarifaire, un chantier pour les économistes de l énergie Articuler les signaux économiques de court-terme et long-terme Le TURPE et ses différentiations temporelles sont calés sur l anticipation -de l ajustement de la demande aux prix, -des contraintes du réseau Comment mobiliser de façon efficace les flexibilités et les modulations préprogrammées : pilotage des ballons ECS, des recharges des VE? La péréquation conduit à des signaux économiques moyennés sur l ensemble des territoires qui atténuent leur qualité incitatives Prendre en compte la rationalité et les contraintes des acteurs Les acteurs de marché ont latitude d arbitrer les barèmes TURPE avec des signaux court-terme globaux et de créer des contraintes locales Fournisseurs, consommateurs et producteurs ont des exigences différentes de lisibilité et simplicité des signaux économiques Comparer et caractériser les techniques d allocation des coûts et de structuration tarifaire Ramsey-Boiteux, Shapley, Network reference models : qualité incitative à court terme et long terme, équité allocative, lisibilité, informations nécessaires 7

42 Conclusion : la prochaine revue tarifaire, occasion pour une réflexion sur la cohérence des signaux économiques Le calage des signaux économiques à mettre en œuvre sous l égide de la CRE dans le cadre de TURPE 5, pourra être l occasion de répondre aux problématiques du distributeur pour accompagner la transition énergétique Comment inciter à une bonne localisation des charges? Quelle répartition entre signaux «moyennés» du tarif et contrats spécifiques pour mobiliser localement des flexibilités? Quelle évolution de la structure tarifaire : répartition entre barèmes puissance et énergie, tarification dynamique du réseau? Quels services offrir par défaut ou tarifer spécifiquement, par exemple pour ceux associés aux données? Chaque évolution spécifique est à penser comme partie d un ensemble dont on recherche la cohérence et l efficacité Intégration des EnR : signal de raccordement, contrats de pilotage, Attentes clients différentes sur les services du réseau : assurance d accès à la puissance, qualité de l onde, transferts d énergie Mobilisation des flexibilités : TURPE à pointe mobile, intégration des VE Efficacité des investissements du distributeur 8

43 Conférence «Quelle évolution de la tarification des réseaux pour envoyer les bons signaux économiques?» 15h30 Accueil des participants 16h00 Introduction Patrice GEOFFRON, Directeur du CGEMP, Université Paris-Dauphine Jan Horst KEPPLER, Directeur scientifique, Chaire European Electricity Markets (CEEM), Université Paris-Dauphine Fabien ROQUES, AEE et CGEMP 16h40-17h00 17h00-17h20 17h20-17h40 17h40-18h00 18h00-19h00 19h00 Les signaux de localisation dans les marchés électriques : théorie et revue d expériences internationales, Charles VERHAEGHE (FTI CL Energy) Les enjeux du point de vue du gestionnaire du réseau de transport, Vincent THOUVENIN (Directeur du département TREFF, RTE) Les enjeux du point de vue du distributeur, Jean-Baptiste GALLAND (Directeur de la Stratégie de ErDF) Les enjeux vus par un opérateur, Fabien CHONE (Directeur Général de Direct Energie) Table ronde de discussion et interaction avec la salle Grand Témoin, Marie-Hélène BRIANT, CRE Conclusion Christophe BONNERY, Président de l AEE Conférence «Quelle évolution de la tarification des réseaux pour envoyer les bons signaux économiques» 28 janvier 2015 p.6

44 02/02/2015 CORIP Gaz Quelles évolutions de la tarification de l utilisation des réseaux? 28/01/2015 Direction Energie

45 02/02/2015 Sommaire 1 Contexte 2 Enjeux 3 Evolutions envisageables 4 Interaction avec le mécanisme de capacités 2

46 02/02/ Contexte 3

47 02/02/2015 Contexte Tarification de l accès au réseau Près de 50 % de la facture du client Support de signaux économiques potentiellement importants (amont/aval) Potentiel de réduction de coûts et donc de prix pour les utilisateurs Situation actuelle La théorie économique impose d imputer les charges aux agents économiques qui les provoquent. Tarification uniquement sur les consommateurs! Aucun signal pour producteurs Signaux aux consommateurs perfectibles (même si contraints) Transition énergétique : Evolution importante des mixes et des zones de production Développement du renouvelable Impact de l autoproduction Fermeture des centrales les plus polluantes (directive GIEC) Nécessité de palier à la perte des capacités sortantes (nucléaire?) Importance de donner les bons signaux économiques aux nouvelles capacités En termes de localisation des nouveaux actifs (signal long terme) En termes de dispatch (signal court terme) 4

48 02/02/ Enjeux 5

49 02/02/2015 Enjeux Utilisateurs /enjeux Signaux géographiques Signaux temporelles Répartition Energie/Puissance Consommateurs Impossible? (péréquation tarifaire) Faible (et difficile sur marché de masse / comptage) Méthode? Producteurs Signaux «LT» indispensables Signaux «CT» optimums Interactions avec rémunération de la capacité Autoproduction 6

50 02/02/ Quelles évolutions? 7

51 02/02/2015 Des solutions marchés possibles mais compliquées Les intérêts évidents du marché Rapprochement de l optimal économique Signaux court terme puissants Bonnes incitation au dispatch et à la géolocalisation des actifs Problèmes liés au développement d un marché nodal/zonal Couts importants Possibilité de nombreuses zones en France (Bretagne, PACA, IdF, Nord, Sud, Manche a minima ) Sur complexité très importante (exemple : évolutions Flow Based) Péréquation tarifaire compliquée à maintenir 8

52 02/02/2015 Le tarif d injection pour les producteurs La part variable La part fixe Unique proposition alternative aux solutions «marché» pour optimiser le dispatch (court terme) Prise en compte des pertes incontournable! Prise en compte des coûts de congestion nécessaire aussi => Recommandations ACER basées sur des contraintes de règlementations européennes non optimales en l absence de politique énergétique commune en matière de mix, de sécurité d approvisionnement et de tarification. Efficacité de géolocalisation (long terme) Signal stable et prévisible 9

53 02/02/ Interactions avec mécanisme de capacités 10

54 02/02/2015 Interactions avec le mécanisme de capacités Mécanisme de capacité Sur-enchère de la complexité à intégrer un caractère local au prix de la capacité Efficacité du mécanisme proposé douteuse Interférence avec la part fixe (moyenne) du timbre d injection? => Quid d une rémunération de la capacité incluse dans la tarification de l utilisation des réseaux par les producteurs? 11

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