La réforme du marché européen de l’électricité

Le fonctionnement du marché européen de l’électricité (en anglais, market design) est devenu un sujet de débats intenses en 2021 avec l’envolée des prix du gaz en Europe et celle, associée, des prix de l’électricité. Ce lien, sur lequel beaucoup a été écrit, ne concerne en réalité qu’un marché très spécifique: le marché day-ahead, du jour pour le lendemain, qui organise et définit l’ordre dans lequel vont produire les producteurs en fonction de leur structure de coût (coûts fixes vs coûts variables). Ce mécanisme ne résulte pas d’un choix politique mais d’un constat comptable: faire fonctionner les producteurs par ordre croissant de coût marginal permet de minimiser le coût moyen de production de l’électricité à court terme.

Toutefois cette tarification au coût marginal sur le marché day-ahead ne fait nullement obstacle à des mécanismes qui redistribuent les flux financiers et prévoient des rémunérations pour les producteurs d’électricité décorrélées des prix de gros de court terme. De fait, les esprits qui devisent sur le market design ont en tête que le fonctionnement du marché de l’électricité va être bouleversé à l’avenir par l’émergence à grande échelle des énergies renouvelables (photovoltaïque et éolien, surtout).

A moyen et long terme, une part croissante et, in fine, majoritaire, de la production d’électricité viendra d’énergies renouvelables (ENR) intermittentes et à coût marginal nul (éolien, photovoltaïque). Ces producteurs intermittents, dont on ne maîtrise par définition pas le calendrier de production, sont prioritaires sur le marché de l’électricité: débrancher une éolienne ou une installation photovoltaïque au motif que d’autres installations d’électricité non intermittentes produisent déjà entraînerait une perte sèche qui n’a aucune rationalité. Dans ce contexte, la demande d’électricité restante adressée aux producteurs d’électricité non renouvelables (dite «demande nette») va devenir de plus en plus faible durant les heures de production des ENR. C’est le cas depuis longtemps là où les ENR sont très développées, comme en Californie. Par conséquent, les prix de marché pendant les heures de fonctionnement des ENR vont à l’avenir parfois atteindre des niveaux bas, pendant de plus en plus longtemps, et seront aussi de plus en plus volatils. Les centrales thermiques, surtout celles qui couvrent la demande de pointe, rencontrent alors un problème croissant de chiffre d’affaires, de rentabilité et de survie financière. Or ces usines thermiques assurent la sécurité d’approvisionnement quand les ENR ne fonctionnent pas. Le phénomène arrive au mauvais moment, celui d’une transition bas carbone qui consiste en une électrification massive du mix énergétique et nécessite donc d’importants investissement en actifs de production.

PPA, contrats futures et CfD: les trois catégories de contrats à long terme pour permettre l’efficacité des marchés de l’électricité

Pour apporter une réponse à ces problèmes, les économistes réfléchissent aujourd’hui avec les pouvoirs publics (et notamment les régulateurs [1]) à différents dispositifs, regroupés sous l’appellation générique de «contrats à long terme». Les «contrats à long terme» désignent trois types de contrats:

Les «purchasing power agreements» (PPA) sont des contrats privés à long terme qui lient directement un producteur à un consommateur professionnel ou un petit groupe de consommateurs professionnels. Dans les PPA, les consommateurs signent directement un contrat avec un producteur (de grands parcs éoliens et solaires, ou de nucléaire). Ces contrats peuvent durer de 15 à 20 ans. Ils garantissent le flux de revenus du développeur, tandis que les consommateurs peuvent ainsi respecter des engagements environnementaux et/ou d’éviter la volatilité du prix d’approvisionnement. Ces PPA existent déjà dans de nombreux pays européens. Ils ne conviennent qu’aux professionnels ayant des caractéristiques particulières à valoriser dans un accord bilatéral, du côté de la production ou de la consommation.

Les contrats futures sur le marché de gros de l’électricité sont des contrats où tous les paramètres sont normalisés (quantité, date...) sauf le prix, qui est négocié. Les contrats futures ne sont pas négociés en vue d’une livraison physique (tel est l’objectif des contrats forwards) mais à des fins de couverture contre les variations de prix. Un acteur qui souhaite se couvrir contre le risque de hausse des prix (p. ex., un producteur qui vend à un prix fixe de l’électricité à son client) achète un contrat future en parallèle. Si les prix augmentent, il gagnera autant sur le marché des futures qu’il perdra sur le marché spot, et vice versa. Cette option est flexible et moins complexe à mettre en place que des PPA, et accessible à toutes les entreprises (directement ou via des intermédiaires). Mais elle nécessite une hausse de la liquidité des marchés de contrats futures. Un mécanisme obligatoire améliorerait la liquidité sur le segment le plus long des marchés à terme (3 à 5 ans).

Un Contrat sur Différence (CfD) est un contrat public à long terme entre des producteurs d’électricité et une personne publique (régulateur, fonds public...), par lequel les producteurs vendent leur électricité sur le marché et paient/reçoivent la différence entre un «prix d’exercice» et le «prix de référence». Les CfD fixent en amont les prix reçus par les producteurs à un niveau favorable à l’investissement, charge aux producteurs ensuite de rembourser la personne publique lorsque les prix de gros de l’électricité sont supérieurs au prix d’exercice. Le système s’inspire de celui mis en place au Royaume-Uni pour soutenir la production d’électricité à faible contenu en carbone. Il existe différents types de CfD, en fonction de la manière dont le prix et la quantité de référence sont définis. Le prix d’exercice peut être fixé par le régulateur ou par le biais d’une vente aux enchères. Les ventes aux enchères sont des mécanismes efficaces pour extraire les informations des investisseurs sur leurs coûts réels de production. En pratique, certains CfD ont déjà été utilisés depuis de nombreuses années en Europe pour garantir les revenus des énergies renouvelables et neutraliser la variabilité des prix spot.

Ces trois catégories de contrats à long terme sont importantes pour l’efficacité des marchés de l’électricité. Choisir de se limiter à un seul type réduirait les possibilités de couverture, ce qui n’est pas souhaitable. Ceci est d’autant plus important que chaque État membre a un mix différent et un nombre différent de parties prenantes disposées à conclure des contrats.

Les ambiguïtés que devra régler la prochaine Commission Européenne en 2025

Sur l’ensemble de ces sujets, les débats publics sont enflammés depuis l’automne 2022 et devraient continuer à l’être jusqu’en 2025. La Commission Européenne a annoncé ses propositions de réforme en mars 2023, qui soutiennent le développement des PPA, des CfD et de contrats futures dans les États-Membres. Le Conseil des ministres de l’énergie est parvenu à un accord en octobre 2023 en particulier sur les caractéristiques des CfD. La prochaine Commission Européenne, qui sera constituée fin 2024 après les élections européennes, devra gérer le dossier en 2025.

Une première ambiguïté tient au rôle futur de la Commission européenne dans ce market design européen de l’électricité. Ses propositions de mars 2023 laissaient beaucoup de liberté aux États membres quant aux moyens de réguler leurs marchés respectifs de l’électricité. Mais il n’est pas impossible que la future Commission applique de façon rigoureuse le droit de la concurrence sur le marché de l’électricité. Ceci pourrait notamment remettre en cause la stabilité juridique des dispositifs de CfD mis en œuvre par certains États-Membres (comme la France et son nucléaire) et donc ne pas faciliter la visibilité pour les investisseurs alors que les besoins en capital n’ont jamais été aussi importants (en lien avec la transition bas carbone) dans un contexte où les taux d’intérêt n’ont jamais été aussi élevés (en lien avec le resserrement des politiques monétaires lié à la crise russe).

Autre ambiguïté: toutes les réflexions sur le sujet négligent l’importance économique des congestions sur les réseaux électriques, qui reflètent les circonstances locales de la production et de la consommation. Ces congestions devraient augmenter à l’avenir en raison du développement des énergies renouvelables intermittentes. Abandonner l’hypothèse de la «plaque de cuivre» amènerait à tenir compte des congestions qui modifient les conditions économiques (prix, quantités) du système et du réseau électriques. Le market design serait alors différent de celui actuellement discuté. Les contrats futures à long terme devraient être mis en œuvre d’une manière assez spécifique: localisation du contrat (point de production vs point de consommation: c’est le nodal pricing), objet du contrat (énergie vs capacité installée: c’est un abandon possible des mécanismes de capacité)…

Pour ces deux raisons, les équilibres de market design en Europe sont peut-être encore loin d’avoir été trouvés.