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Nouvelle étude E-CUBE : " Marché de capacité : éclairage sur 7 paramètres clés du futur mécanisme "



Dans le cadre de ses travaux d’analyses sur les marchés de capacité, E-CUBE Strategy Consultants publie aujourd’hui un document apportant un éclairage sur 7 paramètres clés du futur mécanisme français dont vous pourrez trouver un résumé ci-dessous.

Pour télécharger le document, cliquez sur le suivant : E-CUBE Strategy Consultants Marché de capacité


Résumé de la publication


L’un des objectifs de la loi sur la Nouvelle Organisation du Marché de l’Electricité est de remédier au déficit constaté d’investissements en capacité de pointe, alors même que le pic de consommation augmente plus rapidement que la consommation totale annuelle. Pour ce faire, la loi prévoit la mise en place d’un « mécanisme de capacité ». A la demande du ministre en charge de l’énergie, une concertation sur les caractéristiques du futur mécanisme est organisée par RTE au sein du Comité des Clients Utilisateurs du Réseau de Transport de l’Electricité (CURTE). Dans cette étude, E-CUBE Strategy Consultants apporte un éclairage sur 7 de ces paramètres clés en quantifiant l’impact (sur le prix de la capacité et de l’énergie) des arbitrages à réaliser :


1. Rémunération de la « missing money » ou du coût complet du capital sur le marché de capacité ?


Le futur mécanisme de capacité a pour objectif de rémunérer l’ensemble des coûts fixes d’une centrale de pointe pour inciter à l’investissement. Cet objectif peut être réalisé de deux manières : laisser les producteurs réaliser une marge sur coûts variables sur le marché de l’énergie et rémunérer la valeur manquante sur le mécanisme de capacité (~ 47 €/kW), ou alors, empêcher la réalisation d’une marge sur coûts variables sur le marché de l’énergie et rémunérer directement l’ensemble des coûts fixes sur le mécanisme de capacité (~ 60 €/kW). Quelque soit la méthode employée, un mécanisme de contrôle des revenus doit être mis en place pour éviter une double rémunération de la capacité qui pourrait conduire à une augmentation de la facture du consommateur final de 2 à 3 €/MWh.


2. Prise en compte des externalités positives de l’effacement : certification d’un format de disponibilité favorable ou mise en place d’un quota ?


La mise en concurrence effacement/production avec une exigence réduite sur le nombre d’heures d’activation des capacités d’effacement permettrait à horizon 2015 l’atteinte d’un volume d’environ 4 GW à un prix d’environ 50 €/kW. Un quota spécifique d’effacement permettrait d’atteindre ce même volume de 4 GW à un prix supérieur à 100 €/kW mais avec une exigence plus élevée sur le nombre d’heures d’activation.


3. Mise en place d’un prix plancher ou prix de la capacité libre sur le futur marché de capacité ?


Le retour d’expérience des marchés de capacité existants montre qu’il existe un risque d’effondrement de la valeur de la capacité sur le marché, ce qui envoie un signal défavorable aux investisseurs. La mise en place d’un prix plancher permettrait d’assurer qu’une partie de la rémunération de la capacité soit sécurisée sur le futur mécanisme et ne soit pas dépendante du marché énergie : l’impact serait typiquement de 10 €/MWh sur le marché énergie.


4. Marché zonal ou marché national ?


Les responsables des mécanismes de capacité existants estiment que la zonalité du marché (mise en place d’obligations locales dans certaines régions critiques) est un paramètre essentiel à leur réussite. La mise en place d’obligations locales au sein du futur mécanisme français pourrait réduire le prix de la capacité à 5 €/kW/an dans les régions non contraintes. Si une approche zonale de la capacité est d’une mise en place complexe dans un marché énergie national, elle doit cependant être envisagée à moyen termes dans une approche locale de la gestion des équilibres du réseau, via le développement des  « smart grids »


5. Prise en compte des capacités de production intermittente : valorisation sur la base de leur production probable ou valorisation combinée avec une capacité flexible ?


L’adaptation du modèle nord-américain d’intégration des ENR au marché de capacité permettrait aux actifs éoliens de bénéficier d’un revenu de capacités compris entre 1,5 €/kWnominal et 12 €/kWnominal. Cette nouvelle source de revenus pourrait représenter jusqu’à 15% du montant actuel des subventions, ce qui pourrait inviter à réviser le système de subvention. L’énergie solaire, quant à elle, ne serait que très peu valorisée. Une offre combinée « ENR + Capacité flexible » pourrait permettre d’adresser le problème soulevé par l’intermittence des capacités renouvelables.


6. Interconnexions : prise en compte statistique ou intégration des capacités étrangères au marché français ?


La prise en compte statistique des interconnexions permettrait de réduire les obligations des fournisseurs et la facture du consommateur final d’un montant compris entre 0,5 et 1 €/MWh, transférant ainsi la valeur des capacités frontalières au marché français.


7.Intégration des capacités d’effacement EJP et Tempo dans le dispositif : mise en place d’un cadre distinctif ou mise en concurrence avec les capacités de production ?


Les capacités d’effacement issues des tarifs EJP et Tempo, à leur niveau de rémunération implicite actuelle, pourraient ne pas être compétitives par rapport aux moyens de production. Un cadre distinct pour ces capacités d’effacement devra être mise en place au sein du mécanisme de capacité si la collectivité souhaite les préserver.