En 2021, le retour à la normale post-pandémique a commencé à faire grimper les factures d’électricité en Europe. Dès l’été 2021, l’Espagne a entamé sa bataille pour que l’UE révise la conception actuelle du marché, rejetée par Bruxelles au motif qu’elle générerait des distorsions sur les marchés. L’Espagne a fait valoir que le marché marginaliste n’était adapté ni aux situations de forte volatilité ni à la intégration massive des énergies renouvelables. Bruxelles a fait valoir que le marché s’autorégulerait sans qu’il soit nécessaire d’intervenir. L’invasion de l’Ukraine a mené la crise énergétique au niveau d’une crise sociale et la Commission est immédiatement intervenue sur le marché de l’électricité (voir NWSL : Hausse des prix de gros de l’énergie : quelles sont les politiques nationales mises en place pour protéger les consommateurs finals européens ?). En même temps, elle a ouvert le débat sur la nouvelle structure du marché.
Mardi 17 janvier, le Groupe de Travail de l’Energie de l’Union européenne a commencé à discuter de la future réforme du marché de l’électricité. À cette fin, le Conseil européen a envoyé aux États membres présents dans ce groupe de travail un document dont les principaux objectifs sont les suivants :
- Protéger les consommateurs et l’industrie d’une volatilité excessive des prix afin de garantir une énergie abordable et compétitive aux consommateurs de l’UE.
- Renforcer la sécurité d’approvisionnement énergétique de l’UE et se préparer aux situations d’urgence.
- Améliorer les incitations à l’investissement pour accélérer la transition vers les énergies propres afin d’atteindre les objectifs de décarbonisation.
La Commission a déjà annoncé son intention de présenter une révision de la conception du marché de l’électricité d’ici la fin du premier trimestre 2023. Certains pays, comme la Grèce et l’Espagne, ont déjà soumis leurs propositions. Dans cet article, nous analysons la proposition espagnole.
Quels sont les maux endémiques du marché actuel selon le Royaume d’Espagne ?
Suite au « Non-paper by Spain »[1] inspiré de la proposition de réforme des marchés européens de l’électricité rédigée par Natalia Fabra Portela[2], Professeure d’économie à l’Université Carlos III de Madrid, voici, en résumé, les principales lacunes de la structure actuelle du marché et son impact sur l’avenir énergétique :
- Entrave l’entrée de nouveaux concurrents. Les barrières à l’entrée entravent l’arrivée de nouveaux concurrents et, dans tous les cas, le rythme est suffisamment lent pour consolider les rentes excessives des concurrents existants. Ainsi, avec la conception actuelle, il ne sera pas possible d’atteindre des prix de l’électricité abordables et stables.
- Empêche le développement de couvertures à long terme qui sont au mieux non-liquides.
- Entrave les investissements nécessaires dans les énergies renouvelables : la baisse des prix résultant de l’augmentation de la production d’énergies renouvelables rend les investissements dans ces technologies moins attrayants à mesure que leur déploiement devient plus massif.
- Ne garantit pas la sécurité d’approvisionnement. La non-intégration des externalités positives[3] dans les prix du marché ou l’existence de plafonds de prix implicites[4] empêchent une rémunération suffisante des capacités de production fermes et flexibles. La sécurité de l’approvisionnement ne peut être considérée comme acquise, comme nous l’a appris la récente crise du gaz naturel.
Que propose le Royaume d’Espagne ?
Afin d’adapter le marché actuel pour relever les défis de la décarbonisation et de la volatilité croissante des marchés, l’Espagne propose une conception basée sur trois piliers :
- Marché à court terme (quotidien et intrajournalier) très liquide et transparent, basé sur les prix marginaux. Ce marché serait obligatoire pour les producteurs et les consommateurs (par l’intermédiaire de leurs fournisseurs).
- Marché de l’énergie à long terme dans lequel le régulateur passe des contrats avec des centrales électriques infra-marginales (nucléaire, énergies renouvelables) pour de l’énergie à long terme, par le biais de Contrats de Différence (CfD), à un prix fixe indexé sur le marché quotidien ; et
- Des marchés de capacité à long terme pour les centrales offrant une capacité ferme ou flexible (CCGTs, peakers, batteries, etc.), adaptés aux besoins particuliers de chaque marché national régional.
Source : PPT Présentation de la Réforme du Marché de l’Electricité Conseil des Ministres[5]
Marché à court terme : il continuerait à fonctionner sur une base marginaliste en établissant l’ordre de mérite naturel comme actuellement, en fournissant les signaux de prix à court terme nécessaires et en assurant une répartition efficace. Toutefois, les revenus des producteurs ne dépendraient pas des signaux de prix à court terme, car ils seraient régis par des contrats à long terme reflétant le coût moyen de l’approvisionnement.
Marché de l’énergie à long terme : les Contrats de Différence (CfD) seront établis entre les producteurs infra-marginaux et une entité réglementée (agissant comme un acheteur unique). Pour le règlement des CfD, les producteurs soumettent leurs offres sur le marché à court terme et, s’ils sont appariés, les CfD sont réglés par rapport aux prix horaires du pool. Ainsi, pour une heure donnée, les producteurs obtiennent une compensation (si le prix du pool est inférieur au prix d’exercice) ou une obligation de paiement (si le prix du pool est supérieur au prix d’exercice).
L’attribution de ces contrats aux nouveaux entrants se fait par le biais d’enchères concurrentielles dans lesquelles le régulateur fixe la quantité à acheter et la durée, tandis que les producteurs fixent un prix correspondant à leurs attentes en matière de rentabilité.
Pour la capacité existante, la proposition distingue deux cas : (i) les ventes aux enchères volontaires pour les centrales renouvelables existantes ; et (ii) des prix réglementés pour les technologies dites « non contestables » (nucléaire et hydro).
Marché de capacité à long terme : récompense les installations de production dispatchables à forte instabilité de revenus (c’est-à-dire, les technologies marginales ou de stockage/de soutien à la gestion de la demande). Celles-ci continueront à se rendre sur les marchés day-ahead pour vendre de l’énergie, sans préjudice de la possibilité d’établir des contrats à terme avec des fournisseurs ou des consommateurs finaux. La proposition ne précise pas la conception, qui pourrait prendre la forme de réserves stratégiques, de ventes aux enchères de capacités, d’options de fiabilité et/ou d’obligations décentralisées, en fonction des spécificités de chaque État membre.
Bien que cela n’ait rien à voir avec l’objectif de réforme du marché, la proposition n’oublie pas de demander la prolongation du mécanisme ibérique (voir NWSL : Singularidad Ibérica… Parte 2) au moins jusqu’à la fin de 2024 pour continuer à protéger les consommateurs contre les prix élevés du gaz naturel.
En bref, la proposition présente quelques lignes d’action fondamentales sans entrer dans les détails ni couvrir l’ensemble du champ réglementaire. Par exemple, le rôle qu’elle confère aux fournisseurs, qui semblent être confinés à un rôle d’équilibrage des services pour leurs clients, n’est pas clair. En revanche, ce qui est clair, c’est que la proposition espagnole tend à surréglementer. Le rôle central donné au régulateur (acheteur unique) semble être attribué aux rôles de planificateur, de soumissionnaire de la nouvelle génération ou de chambre de compensation. Les propriétaires d’actifs nucléaires et hydroélectriques doivent frémir devant la menace d’un tarif réglementé pour leur production…
Jusqu’à présent, la proposition n’a pas été mal accueillie ; même des pays historiquement sceptiques comme l’Allemagne ont exprimé leur intérêt (condescendance ?) pour cette proposition. « L’Espagne a fait une proposition très intéressante […] elle offre une bonne base de discussion », a déclaré le ministre allemand des finances Robert Habeck lors d’une conférence il y a quelques semaines. Cependant, nous revenons à une lutte entre les États souhaitent une planification centralisée et les États libéraux. Les premiers recherchent un tarif stable pour soutenir les politiques énergétiques, tandis que les seconds préfèrent définir les politiques et laisser les prix être fixés par le marché. Alors, oui, les discussions entre les deux positions seront longues et compliquées… Nous vous tiendrons au courant.
Paloma Hepburn Jiménez
[1] https://table.media/europe/wp-content/uploads/sites/9/2023/01/230110_Strommarktreform_Non-Paper_ES.pdf
[2] http://nfabra.uc3m.es/wp-content/uploads/2022/12/Electricity_Reform-REV.pdf
[3] Les externalités positives sont celles qui ne sont pas internalisées par les consommateurs d’électricité. Par exemple, l’absence de production d’un bien essentiel et le coût social que cela implique.
[4] Les revenus que les centrales de pointe tirent des marchés à court terme ne couvrent que leurs coûts variables, ce qui n’est pas le cas en période de pénurie. Cependant, le risque d’être sanctionné par l’autorité de la concurrence en ces temps constitue un plafond de prix implicite, qui empêche les revenus d’atteindre les valeurs VOLL.
[5] https://www.miteco.gob.es/es/prensa/230110_pptreformamercadoelectricoconsejoministros_tcm30-550166.pdf