Crise sanitaire et mouvement sur le marché de Capacité

Rappelons que le 16 avril 2020, à cause de la crise du Covid19, EdF avait annoncé abaisser ses prévisions de production électrique en France pour l’année 2020. Cette décision avait été prise afin de répondre à la contrainte de disponibilité des centrales nucléaires durant les deux hivers prochains, cela en revoyant tous les arrêts de tranches qui étaient envisagés dans le cadre du grand carénage, ainsi que la gestion du combustible des cœurs, lequel sera économisé avec l’arrêt de certaines tranches dès le printemps.

A l’issue de l’annonce, nous nous attendions à ce qu’une tension soutienne le prix des produits Peak et entraîne des mouvements sur le marché de capacité lors des prochaines enchères. Après que le produit Peak Q420, qui s’échangeait aux alentours des 70 €/MWh avant la crise du Covid19, puis à 60 €/MWh pendant la crise est passé à 90 €/MWh depuis début mai 2020 – une hausse conjuguée à une baisse très significative du prix du gaz – maintenant vient le tour du marché de capacité.

Jeudi 11 juin dernier, au cours d’une réunion avec le Ministère de l’énergie pour évoquer les impacts de la crise sanitaire sur le réseau électrique français, RTE a annoncé l’existence d’un risque sur la sécurité d’approvisionnement pour l’hiver prochain (2020/2021). Les bilans entre offre et demande de garanties de capacité montrent la situation suivante :

  • pour l’année de livraison 2020 : une tendance claire vers un déficit global supérieur à 2 GW (déficit pouvant aller jusqu’à 4,6 GW ou 7,9 GW selon le scénario considéré pour le niveau d’obligation)
  • pour l’année de livraison 2021 : pas de tendance claire mais la possibilité d’un déficit global supérieur à 2 GW (possibilité d’excédent de 1,3 GW ou de déficit de 2,1 GW selon le scénario considéré pour le niveau d’obligation)

Le gestionnaire du réseau de transport précise cependant que ses prévisions présentent des incertitudes et sont limitées d’autant plus que les pré-estimations d’obligation des fournisseurs ont été construites en octobre et novembre 2019.

Pour rappel, si les prévisions de RTE s’avéraient exactes, à l’issue de l’année de livraison 2020, l’écart global entre certification et obligation de capacité pourrait dépasser les 2 GW. Les conséquences sont décrites dans les règles du mécanisme qui indiquent qu’avec un déficit de capacité :

  • Inférieur à 2 GW, le prix des écarts négatifs = 120% * PREC = 19,9 k€/MW pour AL20
  • Supérieur à 2 GW, alors le prix des écarts négatifs = prix plafond administré = 60 k€/MW.

Comme suite au constat établi sur la sécurité d’approvisionnement, RTE cherche dès à présent à « accompagner les acteurs susceptibles de faire émerger de nouvelles capacités » pouvant être ajoutées au système  cet hiver.

A cet effet, une réunion exceptionnelle CAM a été organisée ce lundi 15 juin pour présenter les dispositifs exceptionnels à mettre en place. Lors de cette session du comité, un projet de modification des règles du mécanisme de capacité a été présenté et mis en consultation publique immédiate (qui s’étalera du 16/06/2020 au 29/06/2020).

Ce projet contient les propositions suivantes :

  • Suppression des frais de rééquilibrage à la hausse pour les années de livraison 2020 et 2021
  • Suppression des frais pour certification tardive de nouveaux sites d’effacement en cours d’année pour 2020 et 2021
  • Simplification des mesures du partage du niveau de capacité certifié et effectif en cas d’entrée/sortie d’OA qui implique que le niveau de capacité effectif sera donc calculé pour les capacités entrant ou sortant d’obligation d’achat de la même manière que pour les capacités n’ayant pas été sous obligation d’achat
  • RTE demandera aux acteurs obligés de transmettre rapidement une mise à jour de leur niveau d’obligation pré-estimée au titre de l’année 2020
  • RTE pourrait reparamétrer l’algorithme de tirage des signaux PP1 pour rendre compte d’une éventuelle baisse de la consommation en fin d’année
  • En coordination avec EPEX SPOT, il est proposé de tenir au moins une nouvelle session de marché organisé sur le produit AL 2020 d’ici la fin de l’année 2020, « pour renvoyer un nouveau signal prix sur ce produit avant la prochaine session de marché correspondante prévue en 2021 ». L’idée est de tenir des enchères AL 2020 lors des deux dernières enchères de l’année : 15 octobre 2020 et 10 décembre 2020.

Avec cette nouvelle perspective, le prix de la capacité pour l’année de livraison 2020 devrait être à la hausse au moins jusqu’à actualisation du niveau d’obligation des fournisseurs – si l’on anticipe ensuite une baisse très significative de ce niveau d’obligation.

Au demeurant, les différents acteurs du marché selon leurs profils devraient réajuster leurs stratégies pour les prochaines enchères, d’autant plus qu’il devrait dorénavant y avoir trois sessions AL 2020 au lieu d’une seule initialement prévue.

Ces acheteurs et producteurs devront bien affiner leurs stratégies pour (i) négocier au mieux les certificats dans les marchés organisés ou bilatéraux et (ii) éviter de se trouver aux écarts négatifs (en prenant en compte que le prix plafond administré pourrait atteindre les 60 k€/MW).

En outre, le mécanisme de capacité ne sera pas le seul marché impacté par ce risque sur la sécurité du système. Des changements seront opérés sur le volume et le prix plafond de l’appel d’offre effacement, qui a commencé le 1ier avril et se termine le 4 septembre 2020 :

  • Volume : augmenté de 1 à 2 GW supplémentaires aux 3 GW actuellement demandés.
  • Prix : doublement du plafond de prix à 60 k€/MW.

Les ajustements de stratégie sont à mettre en œuvre rapidement, car la prochaine enchère de capacité est prévue le 25 juin 2020 ; elle portera sur les années de livraison 2019, 2020, 2021 et 2022.

Ibrahima Baldé

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