Les certificats de capacité français s’échangent à 20k€/MW pour livraison 2020. EDF rassure le marché

Le 21 mars dernier, la première enchère de certificats de capacité pour le millésime 2020 a donné comme résultat un échange de 4,17 GW avec un prix de 20k€/MW. Ce prix reste cohérent avec les prix 2019 (17,365 k€/MW en moyenne) et confirme l’augmentation constante de la valeur de la capacité en France.

Selon nos analyses, l’équilibre offre – demande pour 2020 se détériore à la marge avec la fermeture des centrales au Fuel Oil et de certaines cogénérations, ainsi que l’indisponibilité programmée du parc nucléaire conséquence de maintenances de longue durée. Ce déficit du côté production conventionnelle est partiellement compensé par l’essor du renouvelable. D’autre part, les scénarios de RTE envisagent une demande atone, en faible décroissance.

Cette première enchère AL2020 devrait donner la tendance pour la suite de l’année. Au contraire des enchères intermédiaires de l’année 2019, cette fois-ci EDF a été bien présente du côté de la demande, permettant d’arriver finalement à cette valeur de 20k€, valeur très proche de l’offre marginale de la puissance nucléaire. Cela confirme que le prix offert pour la capacité nucléaire d’EDF redevient, au niveau actuel du marché de l’électricité, un marker pour le prix du certificat en France. La difficulté pour le prévisionniste est d’établir la relation entre ce prix marginal de la capacité, le prix implicite (ou réalisé ?) du nucléaire dans le marché et le « missing money » correspondant de la filière, un exercice qui nécessite de l’imagination. Vendeurs et acheteurs de capacité devraient se plonger dans la résolution de cette équation essentielle pour la cotation future des certificats.

  1. Equilibre offre/demande pour les certificats 2020

Pour 2020, du côté obligation, il n’y a pas de grande nouveauté. RTE vient de publier ses prévisions de consommation, en ligne avec les bilans prévisionnels précédents, qui montrent une petite réduction de la demande pour l’année 2020 (-0,5 GW / -1,3 GW) selon les scenarios. Pour l’horizon 2023, il est à remarquer qu’aucun des scénarios n’envisage d’augmentation de la demande.

Du côté du volet certification, les choses sont plus complexes :

  • Cross-border: la certification des capacités situées à l’étranger (6,3 GW) va être compliquée. En plus d’un accord entre les Gestionnaires de Réseaux de Transport (GRT) voisins, qui va prendre du temps, il faudra mettre en place des enchères de « tickets » d’interconnexion, et des mécanismes de vérification. Nous ne croyons pas à la participation directe des capacités étrangères pour l’année 2020.  En mode dégradé, la procédure simplifiée prévue dans les règles du mécanisme de capacité permet que les GRT assurent la gestion directe des capacités étrangères, mais seulement en 2021 pour la capacité 2020. Par conséquent, ces 6 GW ne seront pas disponibles en totalité pour l’année en cours.
  • Effacement: RTE vient de lancer l’appel d’offre de capacités effaçables avec un objectif de 2,9 GW pour 2020. Selon les règles de cet appel d’offre, la vente des certificats de capacité est implicitement déduite de la rétribution. Pour réaliser ce calcul, la valeur de la dernière enchère de l’année précédant la livraison (décembre) sera la seule valeur utilisée. En conséquence, le volume correspondant à l’AO effacement ne sera offert au marché que pour l’enchère du 5 décembre.
  • Evolution de l’offre: le niveau de certification pour l’année de livraison 2020 sera assez proche des 89,5 GW de l’année 2019, voire à un niveau un peu plus élevé si les appels d’offres à long terme permettaient de certifier de nouvelles capacités pour la période 2020-2026. Il faudra cependant suivre attentivement l’évolution des disponibilités nucléaires, qui pourraient varier avec les maintenances décennales et les aléas propres à cette filière.
  1. Les nouveautés de la saison

Le mécanisme de capacité français, qui est extrêmement compliqué, est aussi d’une instabilité préoccupante pour une réglementation appelée à donner des signaux de long terme. A titre d’exemple, l’année 2018 a donné lieu à quelques 7 consultations (CRE et RTE) et à la constitution de non moins que 5 groupes de travail, qui ont conduit à quelques évolutions non négligeables présentées ci-dessous :

  • Une nouvelle règle de calcul pour l’évaluation des écarts vient d’être adoptée : dans sa délibération du 28 février 2019, la CRE décide que le prix de référence des écarts en capacité, dit « PREC », est défini comme suit :
    • Pour les années de livraisons (« AL ») 2017 à 2019, le PREC est défini comme la moyenne arithmétique simple des prix révélés par les enchères réalisées sur les plates-formes d’échanges organisés, entre le 1er janvier AL-4 et le 31 décembre AL-1 ;
    • Pour les années de livraisons (« AL ») 2020 et suivantes, le PREC est défini comme le prix révélé par la dernière enchère réalisée sur les plates-formes d’échanges organisés précédant l’année de livraison.
  • Des capacités d’interconnexions devant être présentes pour AL20, mais … :
    • Pour AL 2019, seul le mode dégradé est mis en place et RTE mettra donc en vente la totalité de ces capacités lors de l’enchère du 16 mai 2019, avec une offre « à tout prix » conformément à la communication de RTE du 22/11/19 ;
    • Pour AL 2020, la date limite de signature d’un accord de participation (selon les modalités approuvées par la CRE dans sa délibération du 24 janvier 2019) est le 30/6/2019. Passé cette date, nous risquons de nous retrouver dans la même situation que celle de 2019, à savoir le recours à un mode dégradé.
  • Nouvelle capacité pluriannuelle : RTE s’est engagé à lancer 4 appels d’offres pluriannuels d’ici juin 2019, portant sur les périodes 2020-2026, 2021-2027, 2022-2028 et 2023-2029. Les lauréats bénéficieront d’un contrat pour différence de 7 ans. Le résultat de ces appels d’offres sera connu en M+2 de la date de clôture, qui est prévue le 5 décembre 2019. Nous estimons donc que ce nouveau système n’aura pas d’impact sur le niveau de l’offre de cette année, et par conséquent sur l’équilibre du mécanisme de capacité pour l’année en cours. Toutefois, cette capacité pluriannuelle pourrait participer au marché de capacité lors d’éventuelles enchères de rééquilibrage organisées pour AL20 au cours de l’année 2020.
  1. Enchère du 21 mars pour le millésime 2020

Cette première enchère pour livraison 2020 ne se présentait pas bien. Le niveau de certification à cette date était extrêmement faible (manque de 20% de certification par rapport à l’année 2019). Cela donnait l’impression que les acteurs n’étaient pas pressés de certifier leurs capacités. Seulement 78,4 GW étaient certifiés au 21/03/2019. Ce niveau de certification est clairement une anomalie : certaines filières, dont le pompage hydraulique, les lacs, les barrages au fil de l’eau et l’éclusage étaient sous-certifiées. Plus dans la logique de choses, les capacités d’effacement étaient elles aussi assez peu certifiées, afin de s’aligner avec l’appel d’offre détaillé ci-dessus.

Comme d’habitude, la demande provenant des fournisseurs alternatifs n’était pas attendue dans cette enchère intermédiaire.  L’effet dissuasif du paiement cash des achats réalisés dans les enchères EPEX, face à un recouvrement différé au moment de livraison, a été l’un des problèmes de design du mécanisme de capacité, qui a asséché la liquidité des enchères dès le départ. Pas de surprise de ce côté donc. La CRE, par sa décision d’urgence du 28 février, qui inclut comme référence marché (pour le calcul des écarts) le seul prix de la dernière enchère en AL-1, semble encourager cette tendance. La demande des fournisseurs ne sera donc vraisemblablement présente qu’à l’enchère de décembre de l’année qui précède la livraison.  Il est encore possible que certains fournisseurs cherchent à répliquer le coût de la capacité incluse dans le tarif régulé de vente (TRV), ce qu’implique de simuler les prix des enchères en AL-1 et AL-2, mais nous craignons qu’ils soient toujours plus attirés par le paiement à livraison des marchés OTC que par les enchères avec paiement « up-front ».

En revanche, et heureusement, EdF était bien présente aux dernières enchères pour assurer la continuité et le bon fonctionnement du mécanisme. De plus, cette fois-ci, EDF s’est positionnée du côté demande et du côté offre, pour se prémunir des aléas de marché. Une offre avec deux paliers nucléaires suffisamment larges qui font un total d’environ 3,5 GW.  Le premier palier de 700 MW environ a été offert à un prix d’environ 17,6 k€/MW, et le deuxième palier d’environ 2,8 GW à un prix avoisinant les 18,8 k€/MW, accompagnés d’une demande de 3,5 GW à tout prix (capée à 60k€/MW), qui ne pouvaient aboutir qu’à un résultat supérieur au prix marginal du nucléaire.

Conclusions

Le prix pour 2020 est donc fixé aux alentours du palier de 20k€/MW, probablement avec une tendance à la hausse dans les prochaines enchères. Les prix AL2021 et AL2022, en fonction de l’équilibre offre/demande, devraient poursuivre sur cette tendance haussière.

La décision de la CRE de fixer le prix des écarts par référence à l’enchère de décembre précédant l’année de livraison (AL-1), comme l’illustre l’appel d’offres effacement 2020 de RTE, risque de pousser les acteurs à utiliser le PERC comme référence de prix de marché et de vider de leur contenu les 14 enchères précédentes. Seul EdF conserverait alors le besoin de participer à chacune de ces enchères de fin d’année (décembre AL-4 à AL-2), pour remplir l’obligation qui lui est imposée par la Commission de mettre sur le marché une certaine quantité de certificats, en la contrebalançant par une certaine demande pour arriver à un prix d’équilibre. Comme dans cette enchère de mars, nous verrions alors EDF en face d’EDF. Et le reste du marché en spectateurs passifs…  et récipiendaires du prix décidé par EDF.

Cela s’appelle la dérèglementation des marchés…

Antonio Haya

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