« Non-paper » de la Commission européenne du 20 octobre : un pas décisif vers un découplage pérenne des prix du gaz et de l’électricité

Dans un document non officiel (« non paper »(1)) de la Commission européenne du 20 octobre sur le découplage des prix de l’électricité et du gaz, celle-ci découvre les vertus des contrats de long terme à prix garantis avec l’État (déjà utilisés pour les projets éoliens et solaires) comme un moyen pérenne de découpler les prix de l’électricité et du gaz.

Ces contrats pourraient prendre le relais des mesures temporaires que l’UE vient de décider pour faire face aux prix de l’énergie très perturbés, en particulier le système de plafonnement des profits horaires des centrales non gazières (qui répond au nom abscons d’« infra-marginal (rent) cap »), censé permettre de limiter les prix de vente finale.

Ce système de plafonnement des rentes horaires est d’abord décrit ci-dessous, afin de montrer ensuite que les contrats de type financier avec l’État peuvent remplir la même fonction avec plus d’efficacité s’ils sont généralisés notamment pour accélérer la transition bas carbone.

Le plafonnement du revenu des producteurs à coût faible

Les Espagnols avaient mis au point un système de plafonnement du prix du gaz destiné aux centrales électriques mais ce système qui aurait permis le découplage n’a longtemps pas été jugé viable au plan européen par divers pays dont l’Allemagne. Le 17 novembre dernier, les 27 États membres se sont toutefois mis d’accord sur un mécanisme de plafonnement du prix de marché du gaz mais la Commission a insisté sur le fait qu'il ne s'agit pas d'un instrument de régulation du marché gazier, mais d'un outil de plafonnement pensé comme dissuasif. Ce mécanisme n’étant pas sans risque de voir des fournisseurs de gaz faire défaut, de nombreux processus de désactivation ont été prévus, en particulier si la sécurité d'approvisionnement du continent était menacée.

En quoi consiste ce système ? Pour un État membre qui l’adopte, il s’agit de prélever une partie de la « rente » que tout équipement à coût de combustible bas ou nul dégage chaque heure sur le marché horaire (car les prix y sont déterminés par celui des centrales à gaz qui lui est très supérieur). Un texte européen officiel de septembre dernier(2) a précisé que « les revenus au-dessus du plafond sont collectés par l’État pour servir à la réduction des factures des consommateurs d’électricité », mais sans définir comment. Une possibilité est que les sommes collectées soient versées aux fournisseurs pour qu’ils les répercutent dans leurs offres de prix à leurs clients. Mais, comme pour toute taxation, cela est à la discrétion de chaque État membre qui adoptera le mécanisme.

Pour comprendre la logique de cette mesure, il faut revenir au mode de fonctionnement des marchés électriques. Du fait de la non-stockabilité de l’électricité, son marché est obligatoirement structuré en un marché à pas horaire dont les prix ont peu de lien d’une heure sur l’autre. Par le jeu de la concurrence, les producteurs sont amenés à aligner leurs offres de prix à chaque heure sur le coût du combustible de chaque équipement pour se donner les meilleures chances d’être retenus. Il s’ensuit que le prix horaire s’aligne sur le coût de combustible de la centrale « marginale » appelée la dernière par le marché horaire et qui, sur la plaque ouest-européenne est actuellement un équipement au gaz une grande partie des heures de l’année, ce qui rend le marché largement exposé aux mouvements de ses prix.

Dans cette même logique, les centrales renouvelables, nucléaires voire au charbon qui ont un coût de combustible inférieur au gaz sont appelées bien avant la centrale marginale (d’où leur nom de producteurs « infra-marginaux ») et dégagent des surplus horaires (ou « rentes infra-marginales ») très importants pendant les périodes de prix du gaz très élevés comme c’est le cas actuellement. Ils vont bien au-delà des revenus nécessaires pour recouvrer leurs coûts du capital. C’est la raison pour laquelle il est apparu intéressant de prélever ces excès de surplus au-delà d’un certain niveau et de s’en servir pour limiter les hausses de prix de vente finale des fournisseurs.

Dans les pays qui choisiront ce dispositif(3) (ce qui est possible dès le 1er décembre), l’État prélèvera donc les surplus dégagés par les équipements EnR et autres, qui sont les écarts entre le plafond (que le texte fixe à 180 €/MWh) et le prix du marché (qui se situe encore dans la fourchette de 300-350 €/MWh selon la période). Et comme cela a été dit ci-dessus, cet État est toujours libre de faire profiter les consommateurs de ce plafonnement des rentes des producteurs « infra-marginaux ». Dans ce cas, ces surplus collectés doivent être réalloués aux fournisseurs (au prorata de leurs parts de marché) pour qu’ils baissent leurs offres de prix de vente à leurs clients.

Une nouvelle vertu des contrats financiers de long terme

Les contrats pour différences (Contract for Differences ou CfD) sont des contrats financiers avec l’État qui garantissent les revenus par MWh aux nouvelles unités sur la durée de récupération de l’investissement. Ils commencent à être largement utilisés dans l’Union européenne pour faciliter le développement des capacités EnR et bientôt du nouveau nucléaire. Ces technologies décarbonées sont par essence intensives en capital (elles ont peu d’OPEX) et sont, sans ces contrats, très exposées aux risques de marché.

Les CfD sont mis en œuvre depuis 2013 au Royaume Uni. Un prix de référence, qui est censé couvrir les coûts complets du producteur bas carbone, est fixé. Le producteur engagé dans un tel contrat encaisse ou décaisse la différence entre le prix du marché horaire et ce prix de référence, selon que le premier est supérieur ou inférieur au second. Pour les producteurs investissant dans des équipements à fort CAPEX que sont les EnR ou le nucléaire, ce type de contrat présente le grand avantage de faire reporter les risques de marché sur l’entité publique à qui l’État délègue la gestion du contrat. C’est ce point qui avait fortement motivé les Britanniques à l’adopter pour promouvoir les EnR et le nucléaire.

En effet, pour toutes les heures pendant lesquelles le prix du spot est en dessous du prix de référence du contrat, l’entité reverse la différence aux producteurs. Cette couverture de risque a un coût que calcule l’entité publique sur une période donnée (trimestre par exemple) et ce coût n’est pas à la charge du budget de l’État, mais des consommateurs, via une taxe modulable par MWh (recalculée tous les trimestres au Royaume Uni).

La situation actuelle de prix très élevés a révélé l’autre intérêt de ce type de contrat, à savoir la rétrocession des rentes horaires du producteur-investisseur lorsque le prix du marché horaire est au-dessus du prix de référence. Celui-ci joue donc le rôle d’un plafond de revenus. Outre-Manche, la Low Carbon Contract Company collecte ainsi systématiquement les surplus de chaque équipement engagé dans un CfD passé avec elle. Elle reverse la somme collectée aux fournisseurs chaque trimestre en la répartissant au prorata de leur part de marché. Quitte à eux d’en faire bénéficier leurs clients, ce que surveille le régulateur Ofgem. En d’autres termes, les CfD organisent la rétrocession des rentes infra-marginales excessives aux fournisseurs et partant aux consommateurs. Il n’est donc plus nécessaire de recourir au procédé de taxation des producteurs « infra-marginaux » en période de prix du gaz élevés.

Dans le document non officiel du 20 octobre, la Commission découvre les vertus de ces contrats de long terme pour éviter durablement le couplage des prix de l'électricité et du gaz en permettant d’effacer les rentes des producteurs électriques non-fossiles. Le texte précise que « les énergies renouvelables et les autres types de producteurs infra-marginaux seraient rémunérés dans le cadre de contracts for differences (CfD), indépendamment du prix du marché horaire. Le prix de ces contrats (…) serait une fonction directe des coûts de production réels des technologies concernées ».

À noter donc que, selon le document bruxellois, qui ne nomme jamais le nucléaire explicitement, ces contrats CfD devraient être généralisés à « toutes les technologies infra-marginales » qui ont toutes un coût de combustible faible ou nul, et par conséquent aux équipements nucléaires. Autre point important, les CfD devraient être étendus progressivement aux équipements bas carbone existants pour faciliter le prélèvement de toutes les rentes infra-marginales : « le plafond (de revenu) infra-marginal actuel qui pourrait être directement intégré dans le fonctionnement du marché de gros pour des raisons pratiques, devrait encourager les producteurs existants à rechercher une structure de rémunération de long terme basée sur des contrats pour différences (avec l’État) »(4).

Des prix de vente, plus stables, basés sur les coûts de long terme du mix

Du côté des consommateurs, le document nous dit que « les consommateurs pourraient (ainsi) bénéficier durablement des avantages des EnR à moindre coût » sans toutefois préciser de quelle manière. L’exemple britannique permet toutefois d’imaginer que, d’un côté, l’entité publique à laquelle l’État délègue la gestion des contrats financiers avec les producteurs restitue, en cas de « différences » positives, la somme collectée des prélèvements qu’il opère auprès des producteurs pour les reverser aux fournisseurs, et que de l’autre côté en cas de « différences » négatives, l’entité qui doit payer chaque différence entre les prix horaires et les prix de référence de chacun des CfD, taxe les fournisseurs d’un montant qui lui permette de se rembourser de ses paiements aux producteurs.

 Concrètement les taxations modulées et les rétrocessions aux fournisseurs conduisent à un alignement de ce que paient les fournisseurs sur la moyenne des coûts de long terme du mix bas carbone. Dit autrement, ces flux permettent un réajustement permanent des coûts d’approvisionnement des fournisseurs qui s’approvisionnent sur le marché spot, ce qui leur permet ensuite de faire des offres de prix de vente à leurs clients proches du coût de long terme du mix bas carbone(5).

Une réforme compatible avec les règles de marché en cours

La Commission découvre que les contrats financiers avec l’État, déjà utilisés pour encadrer les investissements dans les projets ENR, permettraient aussi de découpler les prix de l’électricité de ceux du gaz s’ils étaient généralisés à toutes les technologies bas carbone et aux équipements existants. Ces développements ne rencontreraient pas d’obstacles posés par le droit communautaire et pourraient donc être mis en œuvre rapidement.

La Commission se plait à souligner dans son « non-paper » que ce type de réforme ne demande pratiquement aucun changement du market design. Elle préserverait totalement les coordinations de court terme par les marchés spot, particulièrement efficaces pour assurer la coordination entre les productions intermittentes et l’appel aux centrales flexibles et aux moyens de stockage. « Cela peut être assuré par un marché bien intégré et interconnecté, dans lequel tous les obstacles aux technologies alternatives telles que le stockage et la réponse à la demande sont supprimés afin qu'elles soient en concurrence sur un pied d'égalité et qu'elles puissent progressivement remplacer les centrales électriques au gaz, en plus des sources renouvelables et à faible teneur en carbone ».

La proposition de mise en place d’un modèle d’ « Acheteur Central » que nous avons présentée dans différents articles(6)(7)(8) cherche à définir une réforme de long terme du market design associant à la fois facilitation des investissements dans les moyens de production bas carbone et dans les sources de flexibilité, et protection des consommateurs.

Cette proposition de la Commission de généralisation des contrats financiers de long terme vise le même double objectif de protection des consommateurs par des prix alignés sur les coûts de long terme d’un côté, et d’accélération de la transition vers la neutralité carbone de l’autre. Elle préserve les marchés de court terme et le couplage de marchés qui demeurent efficients pour les coordinations de court terme, ce qui rend cette réforme tout à fait compatible avec les règles européennes. Elle apparaît donc comme un pas décisif allant dans le bon sens qu’il convient de saluer.

Sources / Notes
  1. Un « non-paper » est le nom donné aux documents bruxellois non officiels destinés à la discussion.
  2. « COUNCIL REGULATION on an emergency intervention to address high energy prices », un règlement d’urgence validé par le Collège des commissaires le 13 septembre, puis approuvé le 30 septembre par les vingt-sept ministres de l’Énergie.
  3. Tous les pays n’ont pas encore manifesté leurs intentions, mais si on se réfère à la lettre adressée le 27 septembre par quinze États membres à la Commission l’invitant à proposer « dès que possible » une solution pour plafonner le prix de toutes les importations de gaz naturel, on peut imaginer que les pays les plus rapides à mettre en œuvre ce règlement seront la Belgique, la Bulgarie, la Croatie, l'Espagne, la France, la Grèce, l'Italie, la Lettonie, la Lituanie, Malte, la Pologne, le Portugal, la Roumanie, la Slovaquie et la Slovénie.
  4. À noter aussi que la contractualisation générale par les CfD garantit la rétrocession des rentes excessives des producteurs non-gaz aux fournisseurs et aux consommateurs, ce que, par comparaison, ne garantit pas le système de plafond des revenus infra-marginaux, qui n’est en fait qu’une taxation dont l’État peut utiliser les ressources à sa discrétion.
  5. On lit aussi à la fin du document que « les CfD apporteraient une solution plus permanente à la dépendance excessive des factures d'électricité européennes à l'égard des marchés très volatils du gaz naturel et permettraient aux consommateurs de bénéficier des avantages des énergies renouvelables à moindre coût, en fonction de leur part dans le mix électrique et de leur adoption rapide qui est nécessaire pour éliminer progressivement le gaz russe ». Cette dernière affirmation est intéressante car, mis à part son focus sur les EnR, la Commission en vient à reconnaître que les pays qui peuvent mener plus rapidement que les autres une transition bas carbone pourront bénéficier de prix plus bas, car alignés plus ou moins sur la moyenne des coûts de long terme du mix bas carbone, grâce aux CfD passés avec les équipements EnR, nucléaires et au gaz avec captage du carbone.
  6. La Revue de l’Énergie n° 662, mai-juin 2022.
  7. Les voies d’une réforme radicale du marché européen de l’électricité, Telos, 14 septembre 2022. 
  8. Un autre modèle est possible pour le marché électrique européen, Transitions & Energie, 13 septembre 2022. 

Commentaire

Pierre-Ernest

"Du fait de la non-stockabilité de l’électricité, son marché est obligatoirement structuré en un marché à pas horaire dont les prix ont peu de lien d’une heure sur l’autre".
En réalité, c'est surtout à cause de la variabilité du vent que ce marché est "à pas horaire". Il suffirait d'élargir ce pas à 24 heures ou plus pour voir disparaitre l'anomalie du "peu de lien d'une heure sur l'autre". A la place, les crânes d’œuf européens nous proposent un schmilblick de leur composition, comme d'habitude. Pourquoi faire simple quand on peut faire compliqué ?

Hervé

Oui, mais elle a toujours varié, mais n'occasionnait pas des cours comme cela....

Pierre Ernest a en partie raison, mais le problème est plus profond: On a investi des somme importantes dans des systèmes aléatoires permettant d’économiser le combustible, ce qui est parfaitement inutile quand on a une base nucléaire et complétement idiot de fermer en sus centrales fossiles servant pour la pointe...
Ajoutons à cela un manque d'investissement dans le parc nucléaire, une conduite calamiteuse de la crise covid et de la crise des fissures, et on en est là...

Il serait grand temps de virer tous les guignols qui conduisent le système et d'y mettre des gens compétents.
Ensuite il faut construire d'urgence les centrales à gaz qui vont avec l'éolien et les puits de gaz de schistes pour alimenter (ou faire copain copain avec poutine...), sinon la situation va perdurer... Pour le plus long terme il faudra choisir si on poursuit cette voie ou si on reviens à la plus performante du point de vue économie- climat qui est en gros le mix qu'on avait jusque à 2010 en un peu plus gros ...

Houyo

Je répondais à "En réalité, c'est surtout à cause de la variabilité du vent que ce marché est "à pas horaire"."
Non, si la cotation est infrajournalière c'est parce que la variabilité de la demande l'est aussi.

Et en effet, ça n'explique pas la hausse des prix. L'origine de ce problème c'est l'indisponibilité de notre parc nucléaire (et qu'on ait mis tous nos oeufs énergétiques dans le même panier atomique) et le fait qu'on peut pas trop compter sur les centrales à gaz des voisins car l'Europe a un problème d'approvisionnement.

Pour le reste, l'IFRI vous a répondu aujourd'hui à ma place (j'ai pas encore lu) :
https://www.connaissancedesenergies.org/renforcer-la-dynamique-de-lelec…

Hervé

Ce qui est assez amusant dans cette affaire, c'est qu'on nous a vanté les mérites "du marché de l’électricité" et depuis on a de cesse de placer des mesures anti marché, des divers biais de toute sortes pour contrer le mécanisme de l'offre demande qui du coup ne peut fonctionner correctement...

Peut on encore parlé de marché dans ces conditions? NON

Jean-Marc M

Merci pour cette analyse
Une remarque : toutes les mesures autorisées ont pour périmètre les Etats ;
le "non papier" acte l'abandon d'un système unique de tarification à l'usager en Europe dont le point saillant était la directive de 2019 sur la "tarification dynamique"
Pour la France il reste un point difficile : en raison du développement du chauffage électrique, si le prix de l'électricité devient inférieur au prix du gaz pour les foyers se chauffant au gaz, ils risquent de basculer sur des convecteurs électriques à effet Joule, ce que le système électrique ne peut supporter.
Autre point pour l'UE : la fin du moteur thermique pour les voitures en 2035 implique qu'on soit capable de signer des contrats à long terme de vente d'électricité pour les giga factories de batteries avant 2025, sinon les investissements auront lieu en Chine ou aux USA

Yann

Merci pour cette présentation qui pose au moins 2 questions :
- Un système de régulation du prix basé sur le MWh garantit-il la sûreté du système, ne manque t'il pas une composante MW ?
- Matériellement l'Europe est une plaque de cuivre, comment gérer les interconnections entre pays s'ils n'ont pas le même concept de gestion, le volet sûreté du système est là aussi important.

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