Le fonctionnement des marchés de gros de l’électricité

Billet avec la liste des articles de cette série

Tout au long de cette série nous avons évoqué les marchés de gros de l’électricité. Le livre consacre un chapitre au design de ces marchés.

Pour rappel, ils sont apparus avec l’ouverture à la concurrence de la production d’électricité. Maintenant que des compagnies privées peuvent fournir de l’énergie, il faut faire rencontrer l’offre avec la demande et fixer un prix. C’est le rôle des marchés de gros.

Du prix par zone au prix par noeud

Les USA et l’Europe partent de situations initiales différentes mais la plupart des pays convergent vers des marchés dits LMP (* Locationnal Marginal Pricing*). Nous détaillerons ce qui se cache derrière cet acronyme.

Les USA ont historiquement sous-investi dans les capacités de transmissions en favorisant des usines de production proches des grands centres urbains consommateurs. Ceci est moins vrai pour les pays européens.

Les marchés de gros ont commencé par suivre des mécanismes avec un prix unique national ou régional mais il a fallu incorporer des notions géographiques plus fines, des zones, pour prendre en compte les contraintes de transmission.

Dans le mode régional, les enchères à J-1 ne sont pas optimisées pour tous les noeuds du réseau électrique. Des producteurs peuvent alors profiter de cette limitation.

En effet, comme les opérateurs utilisent des modèles simplifiés, les contraintes réelles de transmission ne sont prises en compte qu’après les enchères. Certains producteurs sont alors dits constrained-on (ou must-run) i.e qu’ils doivent fournir de l’électricité même si leur prix est supérieur à celui du marché alors que d’autres sont constrained-off, ils ne doivent pas produire même en proposant un prix inférieur au marché.

Ces derniers sont alors indemnisés sur la différence avec le prix du marché. Sachant qu’ils vont être exclus, leur stratégie est de proposer un prix le plus bas possible pour maximiser la différence qui leur est payée. De même les producteurs constrained-on ont intérêt à soumettre un prix le plus élevé possible car ils sont presque assurés d’être appelés.

Avec la modernisation des infrastructures informatiques, on a pu développer des modèles de prix qui prennent en compte ces petites zones (12 000 dans le cas de PJM sur le marché de la côte Est des États-Unis). On peut alors affiner les besoins d’où ce système de prix marginal zonal (LMP en anglais).

Voici une carte des LMP en Californie où chaque cercle représente une zone avec son propre prix qui dépend de la demande et l’offre, mais aussi des contraintes de transmission.

exemple de carte en Californie

N.B.: Le prix payé par les consommateurs finaux ne reflète pas le niveau de granularité des LMP. On établit une moyenne pondérée pour avoir un prix unique pour la région couverte par le marché de gros.

Aux USA, le marché de gros couvre l’énergie et des services auxiliaires comme les réserves alors qu’en Europe ces deux marchés sont séparés et sont tenus séquentiellement. Ceci peut entraîner des effets pervers avec des producteurs qui savent que des concurrents ne pourront participer au marché des services auxiliaires quand le marché énergie est déjà négocié.

Comme expliqué dans un billet précédent, ce sont des marchés qui connaissent deux temps :

La gestion du long-terme sur les marchés de gros

Comment s’assurer que nous aurons la capacité de livrer l’électricité nécessaire au bon moment? Les compagnies aériennes utilisent les signaux de prix. Les voyageurs vont acheter leur billet à l’avance pour éviter les prix de dernière minute. Les compagnies se servent de ces données de vente pour ajuster leurs capacités.

La plupart des marchés de l’énergie ont une limite réglementaire que les prix ne peuvent dépasser, ce qui fausse les signaux. Dans un passé encore récent, les compteurs ne communiquaient pas en temps réel ce qui empêchait à la demande de participer au marché en ajustant la facturation selon l’heure de consommation.

Les producteurs font face à un problème « d’argent manquant » (* missing money*). Si un gros consommateur, comme une compagnie de distribution, sait que le prix maximum sur le marché court terme sera de 250$/MWh alors il ne va pas payer plus cher sur un marché plus long terme. Les investissements sur de nouvelles capacités ne sont pas réalisés.

C’est ce qui est arrivé avec les blackouts en Californie à l’ouverture du marché au début des années 2000. On parle de l’externalité négative des gros consommateurs qui ne sont pas obligés à faire des achats d’énergie sur les marchés à terme et ne supportent pas les coûts induits, ce sont les consommateurs finaux qui subissent les coupures de courant.

Il existe deux solutions:

les contrats à prix et quantités fixes

Ce type de contrat couvre les ventes d’énergie entre un producteur et un gros consommateur à une date antérieure à la livraison. Cela permet au consommateur de se protéger d’une éventuelle hausse de prix sur les marchés à court terme. Le producteur, quant à lui, a une certitude de production et il peut investir dans de nouvelles usines.

Pour que ces contrats aient un impact sur le marché, il faut qu’ils soient négociés assez longtemps à l’avance pour permettre l’entrée de nouveaux joueurs et la construction de leurs usines. Il faut aussi que le consommateur soit incité à se protéger d’une volatilité des prix à court terme.

Or, comme on l’a vu, le prix de l’énergie est souvent réglementé. Les auteurs donnent l’exemple des régions aux USA où la limite est fixée à 1 000$/MWH (contre 9 000$ au Texas voir 15 000$ en Australie). Certains pays ont des limites bien plus basses.

Pour y remédier, des pays en Amérique du Sud obligent les compagnies de vente au détail à acheter 90% de leur demande projetée sur un an. Si la projection se révèle inférieure à la demande réelle ils peuvent revendre ces quantités sur un marché secondaire.

les marchés de capacité

Aux USA, ces marchés de capacité sont souvent un artéfact de l’ouverture au marché des anciennes compagnies intégrées verticalement.

Les opérateurs font un calcul de la quantité nécessaire pour couvrir le pic de demande avec une marge de réserve et paient un montant par MW pour couvrir ces besoins.

Ceci est facile à faire pour des usines aux charbons ou au gaz mais cela est déjà moins évident pour des barrages hydroélectrique, des fermes de panneaux solaires ou d’éoliennes. Leur mode de production dit “intermittent” (il ne fait pas toujours soleil, le vent ne souffle pas tout le temps, le niveau d’eau est difficile à prévoir, etc.) n’est pas compatible avec ces enchères où on s’engage sur une puissance ferme à mettre à disposition. Ces enchères doivent être tenues longtemps à l’avance pour laisser le temps de construire ces nouvelles capacités d’où une incertitude encore plus grande.

La place d’un marché long terme et d’un marché plus flexible de l’énergie

Les auteurs militent pour que les autorités laissent filer le prix à court terme au-delà des limites actuelles. Ceci aurait pour effet d’encourager les compagnies de distribution à sécuriser des quantités d’énergie à prix fixe comme expliqué plus-haut. Il faudrait favoriser la signature de ces contrats 2 à 3 ans à l’avance afin de voir entrer de nouveaux joueurs.

Le marché de court terme peut également jouer un rôle pour assurer une meilleure capacité. Il existe des instruments comme les swap contracts ou cap contracts. Avec ces derniers, le producteur qui a vendu son électricité future contre une avance paiera l’acheteur si le prix cour terme dépasse celui du contrat de vente. Le producteur peut alors utiliser l’avance de paiement pour se protéger lui-même en achetant de l’énergie auprès de “peakers” ou d’opérateurs de gestion de la demande. Les producteurs contractualisent entre eux pour se protéger de la volatilité des prix.

Voici un exemple issu de cet article sur l’utilisation de ce type de contrat dans le marché australien.

exemple de cap contract

Le prix du contrat est fixé à 300$/MWh (ce qui correspond au coût de production des centrales au diesel) et l’avance à 20$/MWh. Jusqu’à 300$ le vendeur gagne 20$, dépassé ce prix il doit indemniser l’acheteur à hauteur de la différence. Par exemple à 325$ le MWh, 20$ d’avance - 325-300 soit 25$ à donner à l’acheteur ce qui donne une perte de 5$.

La place de la demande dans les marchés de gros

Jusqu’à maintenant nous avons laissé de côté la demande. Elle intervient peu car on la considère comme fixe et ne pouvant réagir aux signaux de prix à court terme.

Mais les technologies et les comportements ont évolués.

Tout d’abord les compteurs intelligents permettent la transmission de données de consommation en temps réel. Et les appareils de la maison (chauffage de l’air et de l’eau, climatisation, bornes de recharge de véhicules électriques) sont de plus en plus connectés à Internet ce qui permet un contrôle automatisé.

Les consommateurs sont prêts à modifier leurs habitudes si ils sont récompensés pour leurs efforts. Il est maintenant envisageable de les faire participer au marché de l’énergie.

Cela peut prendre la forme d’une exposition partielle à la volatilité des prix pour déplacer une partie de la demande hors de ces périodes ou de les rémunérer pour effacer leur consommation (mon employeur offre ce genre de services pour des clients résidentiels ou commerciaux et institutionnels ). On pourrait même envisager de la vente directe sur les marchés avec les solutions de stockage qui sont de plus en plus couplées aux panneaux solaires.

Conclusion

Le livre détaille très bien l’interaction entre le court et long terme dans le marché de l’énergie. Nous avons les instruments pour que celui-ci fonctionne malgré des particularités technologiques importantes.

On le voit, il y a un besoin de réglementation malgré les effets pervers dans le cas des limites de prix. Les pouvoirs publics doivent s’assurer d’un volume suffisant de contrats aux bonnes échéances.

Le futur va nous apporter de nouvelles surprises. Les marchés de l’électricité sont en train de connaître une nouvelle révolution avec l’introduction massive des énergies renouvelables. Celles-ci viennent avec leurs lots de défis: une production intermittente et distribuée dans le cas des panneaux solaires résidentiels ou dans un futur proche avec les batteries de véhicules électriques.

On passe d’un secteur monolithique — le charbon, le gaz ou le nucléaire est la source d’électricité dominante dans un pays— à un système plus modulaire mais avec des difficultés supplémentaires à gérer.

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