{"id":2809,"date":"2020-01-16T11:56:42","date_gmt":"2020-01-16T10:56:42","guid":{"rendered":"http:\/\/hayaenergy.com\/?p=2809"},"modified":"2021-01-22T14:30:52","modified_gmt":"2021-01-22T13:30:52","slug":"bilan-du-mecanisme-de-capacite-mecanisme-de-capacite-jamais-deux-sans-trois","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/hayaenergy.com\/fr\/bilan-du-mecanisme-de-capacite-mecanisme-de-capacite-jamais-deux-sans-trois\/","title":{"rendered":"Bilan du m\u00e9canisme de capacit\u00e9 ! M\u00e9canisme de capacit\u00e9 : jamais deux sans trois"},"content":{"rendered":"

Jamais deux sans trois. DEUX mille \u20ac\/MW c\u2019est l\u2019\u00e9cart type constat\u00e9 sur les prix des diff\u00e9rentes ench\u00e8res de l\u2019ann\u00e9e de livraison 2020, TROIS est le nombre de fois que nous aurons parl\u00e9 du m\u00e9canisme de capacit\u00e9 dans notre Newsletter durant l\u2019ann\u00e9e 2019. Notre sujet de pr\u00e9dilection donc, d\u2019autant qu\u2019il nous r\u00e9serve toujours son lot de surprises.<\/p>\n

Depuis le 15 d\u00e9cembre 2016, date de la premi\u00e8re ench\u00e8re EPEX Spot, ce foirail de garanties de capacit\u00e9 peut \u00eatre interpr\u00e9t\u00e9 comme un jeu de billard \u00e0 trois bandes, o\u00f9 les diff\u00e9rentes strat\u00e9gies des acteurs commencent \u00e0 se dessiner et \u00e0 se figer au fil des vingt-et-une ench\u00e8res qui se sont d\u00e9roul\u00e9es. Des enseignements ont \u00e9t\u00e9 tir\u00e9s de chacune de celles-ci et ils permettent de comprendre un peu plus la formation du prix et les man\u0153uvres des diff\u00e9rents acteurs autour de la table.<\/p>\n

Pour rappel, les \u00e9changes de capacit\u00e9 se font de gr\u00e9 \u00e0 gr\u00e9 ou lors d\u2019ench\u00e8res organis\u00e9es par Epex Spot dont le nombre est fix\u00e9 en th\u00e9orie \u00e0 18 pour une ann\u00e9e de livraison AL donn\u00e9e (Point 11.1.2 des r\u00e8gles RTE). Ces ench\u00e8res sont reparties sur 7 ans. Quinze d\u2019entre elles ont lieu au cours des quatre ann\u00e9es qui pr\u00e9c\u00e8dent l\u2019ann\u00e9e de livraison. Lors de la derni\u00e8re ann\u00e9e pr\u00e9c\u00e9dant la livraison, six ench\u00e8res sont pr\u00e9vues  : ce sont les plus importantes.<\/p>\n

C\u2019est au cours de ces ench\u00e8res de AL-1 que s\u2019\u00e9change la plus grande partie des capacit\u00e9s certifi\u00e9es, cela \u00e0 cause de la disposition 11.1.3.3 des r\u00e8gles du m\u00e9canisme de capacit\u00e9 qui impose grosso modo aux acteurs disposants de 3 GW ou plus de capacit\u00e9 certifi\u00e9e d\u2019offrir au march\u00e9, durant AL-1, au moins 25 % de leur capacit\u00e9 totale certifi\u00e9e. De plus, \u00e0 l\u2019issue de cette ann\u00e9e de livraison, tous leurs r\u00e9sidus de capacit\u00e9 doivent \u00eatre offerts au march\u00e9.<\/p>\n

Cette disposition vise \u00e0 rendre le march\u00e9 plus liquide en obligeant les gros offreurs, qui sont tr\u00e8s souvent des acteurs int\u00e9gr\u00e9s, \u00e0 participer aux ench\u00e8res.<\/p>\n

M\u00e9capa : les jeux sont faits, rien ne va plus<\/u><\/strong><\/p>\n

D\u2019embl\u00e9e, notons que l\u2019ancien prix de r\u00e9f\u00e9rence march\u00e9 (PRM) du m\u00e9canisme de capacit\u00e9, qui donnait le prix moyen d\u2019\u00e9change des garanties pour une ann\u00e9e de livraison donn\u00e9e, a \u00e9volu\u00e9 depuis le d\u00e9but du m\u00e9canisme pour suivre la trajectoire \u00e0 la hausse souhait\u00e9e par la Programmation Pluriannuelle de l\u2019Energie (PPE). Ce prix est pass\u00e9 de 9 999,8 \u20ac\/MW en AL 2017 \u00e0 un niveau de 9 342,7 \u20ac\/MW pour AL 2018, puis \u00e0 17 365.3 \u20ac\/MW pour AL 2019 pour finir \u00e0 19 458.3 \u20ac\/MW pour l\u2019ann\u00e9e de livraison 2020.<\/p>\n

Tout va bien ! En janvier 2019, notre constat se serait probablement arr\u00eat\u00e9 l\u00e0. L\u2019organisation des ench\u00e8res selon un syst\u00e8me de clearing, et la facult\u00e9 du prix issu de ce clearing \u00e0 refl\u00e9ter le v\u00e9ritable \u00e9tat du syst\u00e8me resteraient bien \u00e9videmment des questions d\u2019actualit\u00e9.<\/p>\n

Mais\u2026 Dans ce march\u00e9 en pleine construction, les \u00e9volutions vont se poursuivre.<\/p>\n

Missing money : missing in action?<\/u><\/strong><\/p>\n

C\u2019est ainsi que deux d\u00e9lib\u00e9rations de la CRE ayant pour objectif d\u2019augmenter la liquidit\u00e9 des ench\u00e8res, notamment de la derni\u00e8re ench\u00e8re, ont chang\u00e9 la donne du march\u00e9. D\u2019abord une premi\u00e8re d\u00e9lib\u00e9ration N\u00b02019-040, en date du 28 f\u00e9vrier 2019, fixait le Prix de r\u00e9f\u00e9rence des \u00e9carts (PREC) comme le r\u00e9sultat de la derni\u00e8re ench\u00e8re. Puis une autre d\u00e9lib\u00e9ration N\u00b02019-133 dat\u00e9e du 20 juin 2019 actait que, pour AL 2020 et les ann\u00e9es suivantes, les capacit\u00e9s d\u2019interconnexions seront mises en vente lors de l\u2019ench\u00e8re de d\u00e9cembre. L\u2019ensemble laissait entrevoir des ench\u00e8res interm\u00e9diaires modifi\u00e9es et une future ench\u00e8re de fin d\u2019ann\u00e9e assez sp\u00e9ciale (voir notre Newsletter N13 de juillet 2019<\/a>).<\/p>\n

En effet, la mise en vente des capacit\u00e9s transfrontali\u00e8res \u00e0 prix nul via la proc\u00e9dure simplifi\u00e9e est un moyen de pousser les acteurs oblig\u00e9s \u00e0 faire des demandes \u00e0 tout prix, comme pour forcer le m\u00e9canisme de capacit\u00e9 \u00e0 coller \u00e0 son cadre th\u00e9orique (qui, selon la CRE, devrait permettre d\u2019observer des demandes \u00e0 tout prix et des capacit\u00e9s offertes au missing money de leurs technologies).<\/p>\n

La CRE, dans sa d\u00e9lib\u00e9ration du 20 juin 2019 sur les capacit\u00e9s transfrontali\u00e8res, reconnait d\u2019ailleurs que \u00ab le volume de garanties de capacit\u00e9 [transfrontali\u00e8re] mis en vente \u00e9tant important, le niveau de prix pourrait avoir un impact sur les \u00e9quilibres de march\u00e9. Le PREC a \u00e9t\u00e9 d\u00e9fini sur la derni\u00e8re ench\u00e8re afin d\u2019en augmenter la liquidit\u00e9 et de renforcer sa facult\u00e9 \u00e0 refl\u00e9ter l\u2019\u00e9quilibre sur le march\u00e9 de la capacit\u00e9. Proposer [\u2026]ces capacit\u00e9 transfrontali\u00e8res \u00e0 prix nul sur la derni\u00e8re ench\u00e8re augmente donc les chances de capter un prix repr\u00e9sentatif de l\u2019\u00e9quilibre offre-demande.\u00bb<\/p>\n

AL 2020 : le test d\u2019\u00e9quilibre<\/u><\/strong><\/p>\n

Avant de faire le point sur le r\u00e9sultat de ces contorsions r\u00e9glementaires, faisons un point sur les ench\u00e8res AL 2020 de l\u2019ann\u00e9e 2019. Avant le d\u00e9but des ench\u00e8res, le march\u00e9 apparaissait l\u00e9g\u00e8rement en d\u00e9s\u00e9quilibre avec un niveau d\u2019obligation estim\u00e9 plus \u00e9lev\u00e9 que celui vu aujourd\u2019hui.<\/p>\n

En d\u00e9but d\u2019ann\u00e9e nous donnions notre vision du march\u00e9 dans laquelle nous estimions pour cette ann\u00e9e de livraison 2020 un prix de la capacit\u00e9 \u00e0 20 000 \u20ac le m\u00e9gawatt. La moyenne de l\u2019ann\u00e9e de livraison 2020, ancien PRM, a \u00e9t\u00e9 de 19 458.3 \u20ac\/MW. Le graphique ci-dessous montre l\u2019\u00e9volution du prix de la capacit\u00e9 au cours des diff\u00e9rentes ench\u00e8res. Les prix ont fluctu\u00e9 entre 22 382 \u20ac\/MW (en juin) et 16 583,9 \u20ac\/MW (en d\u00e9cembre) pour un prix moyen de 19 458.3 \u20ac\/MW.<\/p>\n

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Maintenant r\u00e9capitulons. A date de d\u00e9cembre 2019, le niveau d\u2019obligation agr\u00e9g\u00e9e par RTE \u00e9tait de 90.6 GW quand les capacit\u00e9s certifi\u00e9es \u00e9taient de 84.2 GW. En rajoutant \u00e0 ces certifications les 6.5 GW de capacit\u00e9 transfrontali\u00e8re nous pouvons remarquer qu\u2019avant la derni\u00e8re ench\u00e8re de l\u2019ann\u00e9e, le march\u00e9 montrait un parfait \u00e9quilibre (ou 4.3 GW d\u2019obligation en plus si l\u2019on consid\u00e8re le cas de base de RTE  : Consommation stable, qui consid\u00e8re un niveau d\u2019obligation de 94.3 GW).<\/p>\n

A cette m\u00eame date, selon le registre des transactions, les acteurs oblig\u00e9s avaient achet\u00e9 67 GW de capacit\u00e9. Si l\u2019on tient compte des quelques [12.9 GW \u00e0 13.7 GW] que nous estimons pour la demande ARENH, il restait un peu moins de 10.5 GW d\u2019obligation \u00e0 couvrir sur les 90.6 GW d\u2019obligation estim\u00e9e jusque-l\u00e0.<\/p>\n

Ench\u00e8res AL 2020 : Cherchez l\u2019intrus<\/u><\/strong><\/p>\n

A l\u2019issue de l\u2019ench\u00e8re du 12 d\u00e9cembre 2019, o\u00f9 9 4884 MW ont \u00e9t\u00e9 \u00e9chang\u00e9s, il resterait ainsi moins d\u2019un GW d\u2019obligation \u00e0 couvrir apr\u00e8s AL-1.<\/p>\n

Si l\u2019on s\u2019attardait alors sur la forme des courbes des ench\u00e8res pr\u00e9c\u00e9dentes, on pourrait presque les superposer ! Les r\u00e9sultats publi\u00e9s par EPEX Spot le jeudi 12 d\u00e9cembre 2019 montrent combien cette ench\u00e8re a \u00e9t\u00e9 diff\u00e9rente des autres, ne serait-ce que par les quantit\u00e9s \u00e9chang\u00e9es qui ont plus que doubl\u00e9.<\/p>\n

Ajoutez \u00e0 cela des acteurs d\u00e9tenteurs de capacit\u00e9 qui positionnent leurs offres pour s\u2019assurer de r\u00e9aliser leurs transactions, cette ench\u00e8re liquide devrait \u00eatre la plus proche du cadre th\u00e9orique imagin\u00e9 par les l\u00e9gislateurs.<\/p>\n

Comme nous le soulignions dans une nos pr\u00e9c\u00e9dentes newsletters, nous craignions que beaucoup d\u2019acteurs \u00ad notamment les d\u00e9tenteurs de capacit\u00e9s \u00ad d\u00e9sertent la derni\u00e8re ench\u00e8re de l\u2019ann\u00e9e. Les quantit\u00e9s \u00e9chang\u00e9es tr\u00e8s \u00e9lev\u00e9es \u00ad pourraient laisser penser le contraire. En r\u00e9alit\u00e9, hors capacit\u00e9 transfrontali\u00e8re, il n\u2019y a eu finalement que 2,99 GW \u00e9chang\u00e9s contre 5,91 GW lors de l\u2019ench\u00e8re de d\u00e9cembre 2018 (o\u00f9 la capacit\u00e9 transfrontali\u00e8re n\u2019avait pas \u00e9t\u00e9 offerte). A titre de comparaison, au cours des cinq premi\u00e8res ench\u00e8res de AL 2020, entre 4.1 GW et 4.7 GW avaient \u00e9t\u00e9 \u00e9chang\u00e9s.<\/p>\n

Cette disposition de la CRE semble avoir plut\u00f4t produit un effet contraire \u00e0 celui escompt\u00e9, puisque nous remarquons une baisse de v\u00e9ritable liquidit\u00e9 – apport\u00e9e par les acteurs hors RTE. Cela am\u00e8ne \u00e0 se poser des questions sur la repr\u00e9sentativit\u00e9 du prix de clearing de l\u2019ench\u00e8re comme l\u2019irr\u00e9fragable prix d\u2019\u00e9quilibre refl\u00e9tant les diff\u00e9rents missing money des acteurs.<\/p>\n

Qu\u2019en \u00e9tait-il de la courbe d\u2019offre ?<\/u><\/em><\/p>\n

Un long palier \u00ab nucl\u00e9aire \u00bb,<\/strong> dont nous avons maintenant l\u2019habitude, a \u00e9t\u00e9 observ\u00e9. Sa longueur a \u2013 in fine \u00adfix\u00e9 le prix.<\/p>\n

Par ailleurs, nous notons qu\u2019environ 6.6 GW \u2013 parmi lesquels figurent les 6.5 GW de la capacit\u00e9 transfrontali\u00e8re \u2013 ont \u00e9t\u00e9 offerts \u00e0 prix nul.<\/p>\n

Qu\u2019en \u00e9tait-il du niveau de la demande ? Certains acteurs jouent-ils la faute ?<\/u><\/em><\/p>\n

Nous avons observ\u00e9 une demande \u00ab presqu\u2019\u00e0 tout prix \u00bb de 6.2 GW. En principe, selon le cadre th\u00e9orique de cette derni\u00e8re ench\u00e8re, la demande aurait d\u00fb \u00eatre fix\u00e9e pour tout ou partie au niveau du prix administr\u00e9 \u00ad qui est de 60 000 \u20ac\/MW pour AL 2020. Cependant, un niveau plus \u00e9lev\u00e9 de demande \u00e0 prix bas a \u00e9t\u00e9 constat\u00e9 (la courbe de demande appara\u00eet plus plate et \u00e9tendue que les derni\u00e8res fois). Les futures ench\u00e8res AL 2020 ne devant servir, en principe, que pour faire du r\u00e9\u00e9quilibrage, une demande globale \u00e0 tout prix plus \u00e9lev\u00e9e aurait d\u00fb \u00eatre observ\u00e9e.<\/p>\n

Dans ce cas, pourquoi certains acteurs auraient-ils pris le risque de se retrouver en d\u00e9s\u00e9quilibre en posant des offres d\u2019achat \u00e0 prix faibles alors que cette cri\u00e9e \u00e9tait la derni\u00e8re de l\u2019ann\u00e9e? Certainement parce que cette ench\u00e8re de fin d\u2019ann\u00e9e d\u00e9termine le prix de r\u00e9f\u00e9rence des \u00e9carts. Dans ce cas, un acteur court peut pr\u00e9f\u00e9rer tabler sur un prix des \u00e9carts bas que de poser une offre d\u2019achat \u00e0 tout prix, qui risquerait de faire augmenter le prix du clearing de l\u2019ench\u00e8re et par cons\u00e9quent celui du r\u00e9ajustement en cours d\u2019ann\u00e9e de livraison.<\/p>\n

Certaines demandes \u00e0 prix faibles observ\u00e9es \u00e9taient probablement l\u00e0 pour saisir des opportunit\u00e9s de march\u00e9 et\/ou contribuer \u00e0 faire baisser le PREC.<\/p>\n

Historiquement la plupart des \u00e9changes qui se font apr\u00e8s d\u00e9cembre AL-1 le sont \u00e0 des prix proches du PRM, donc du PREC payable entre le 20 mars et le 20 avril de l\u2019Ann\u00e9e AL+3. Pour les acteurs oblig\u00e9s, cette ench\u00e8re \u00e9tait par cons\u00e9quent l\u2019opposition de deux strat\u00e9gies, un arbitrage entre :<\/p>\n