En introduction, l’AFIEG tient à rappeler son soutien à la mise en œuvre d’un mécanisme de rémunération de la capacité en France. En contribuant à garantir la sécurité d’approvisionnement en France et à remédier aux imperfections des marchés de l’énergie, il doit conduire à des bénéfices nets pour la collectivité, bénéfices que RTE a récemment estimé à plusieurs centaines de millions d’euros par an.

Cependant, et dans l’objectif d’améliorer son fonctionnement en vue de sa pérennisation au-delà de 2027, l’AFIEG souhaite mettre en lumière certains aspects du mécanisme actuel devant être optimisés, et formuler ainsi des propositions en la matière.

  1. La couverture de l’obligation

L’idée d’une obligation de couverture de l’obligation très en amont de l’année de livraison revient périodiquement dans les discussions.

 

L’AFIEG souhaite rappeler son opposition résolue à l’introduction d’une telle obligation dans le cadre d’un mécanisme décentralisé.

 

Il convient de rappeler que la « difficulté pour les fournisseurs de prévoir longtemps à l’avance l’évolution de leurs portefeuilles de clients » fut explicitement identifiée dans la Décision de la Commission européenne du 8 novembre 2016[1] . La remise en cause de l’actuel équilibre viendrait immanquablement fragiliser les fournisseurs alternatifs non intégrés.

 

Le mécanisme de capacité repose sur une structure décentralisée, dans laquelle les acteurs obligés doivent anticiper l’obligation avec toutes les incertitudes que cela génère, de la même manière que les exploitants doivent certifier leur capacité sur la base de leurs estimations et faire évoluer cette certification via des rééquilibrages en cours d’année de livraison.

Vouloir contraindre cette anticipation, d’ores et déjà risquée, revient à établir un transfert de trésorerie vers les exploitants de capacité, en particulier au producteur dominant, au détriment des fournisseurs et des consommateurs. Ce transfert aurait évidemment un coût de BFR qui n’est pas compatible avec l’existence d’un marché concurrentiel de la fourniture et l’existence d’acteurs non intégrés.

Vouloir passer à un système hybride en ajoutant des « patchs de centralisation » serait contreproductif, comme cela avait été reconnu lors des concertations organisées par RTE sur le mécanisme. Il conviendrait de graver dans le marbre que le caractère décentralisé du mécanisme, tant qu’il perdure, n’est pas compatible avec des contraintes de couverture en amont.

 

  1. Enchères, formation des prix et surveillance

 

Le mécanisme de capacité se fonde sur des échanges de garanties de capacité, constituant un marché. Or, son fonctionnement, composé d’enchères et d’échanges OTC, pose question en ce qu’il s’éloigne des caractéristiques d’un marché où l’offre et la demande se rencontrent à des niveaux qui reflètent les fondamentaux économiques. Ainsi, selon la CRE[2], « il est difficile de garantir que la formation des prix sur le mécanisme de capacité reflète bien la réalité de l’offre et de la demande ». Plus précisément, la logique de missing money, qui est supposée guider les offreurs de capacité, ne semble plus être un sous-jacent du mécanisme, et ce alors même qu’ « une grande partie des capacités ont un missing money nul » comme l’a souligné la CRE. A titre d’illustration, lors des deux enchères successives du 24/09/2020 et du 15/10/2020, le plateau d’offre est passé de 17k€/MW à 26,5k€/MW alors qu’aucune indication REMIT ou autre élément substantiel sur l’état de l’offre n’était intervenu pour modifier les indicateurs d’équilibre offre/demande entre-temps. De même, on peine à expliquer précisément le doublement du prix de la capacité en un an auquel aboutit l’enchère de décembre 2020, doublement qui s’est également produit entre 2018 et 2019.

 

Les acteurs sont donc désormais confrontés à une volatilité des prix qui rend ce marché particulièrement opaque, et les anticipations rationnelles impossibles. Cette situation n’est pas durable.

 

Au-delà de la question de l’architecture du mécanisme et de ses implications concurrentielles, l’enjeu est de s’assurer dès aujourd’hui que l’acteur dominant ne puisse opérer un trop fort pouvoir de marché via des stratégies d’achat/vente sur le mécanisme de capacité : comme le soulignait RTE dans son rapport d’accompagnement de 2014 (p.181), « si certains acteurs détiennent un pouvoir de marché et en abusent pour fausser le prix, le résultat du processus de marché s’écartera de l’optimum global ». La question de la surveillance de ce marché apparaît donc fondamentale. A cet égard, l’AFIEG regrette une certaine résignation du régulateur pour qui « les caractéristiques actuelles de ce marché rendent sa surveillance très difficile » tout en précisant que « les tensions sur l’approvisionnement en électricité nucléaire rendent plus que jamais indispensable la surveillance de ce mécanisme »[3].

 

Par ailleurs, la CRE a pointé le fait que « l’existence de plusieurs enchères pour la même échéance, imposée par la Commission européenne, ne permet pas de garantir la rencontre de l’offre et de la demande à chaque enchère ». Il devrait donc être envisagé de réduire le nombre d’enchères car cela pourrait contribuer à une meilleure formation des prix. Ainsi, une répartition avec une enchère par an avant l’AL-1, puis 3 lors de l’AL-1 puis 1 par an jusqu’au bouclage serait de nature à améliorer la rencontre de l’offre et de la demande par une liquidité accrue à chaque enchère.

 

Dans ce contexte, il est urgent de s’assurer que la formation des prix sur les enchères puisse réellement refléter les fondamentaux économiques censés guider ce marché et de faire en sorte de rendre le prix plus prévisible, en cohérence avec la tension réelle sur le système électrique et sur la sécurité d’approvisionnement, avec une information notamment partagée par l’ensemble des acteurs obligés.

 

  1. La question du tirage des jours de pointe

 

En 2020, le tirage des jours de pointe PP1 et PP2 s’est réalisé sur le seul mois de décembre avec pour conséquence une mobilisation sur une période continue des 10 premiers jours de décembre. Une telle concentration interroge sur l’efficacité et la pertinence des modalités de tirage des jours de pointe.

 

D’une part, elle ne semble pas permettre de viser réellement les jours de plus forte consommation, ce qui questionne quant à la pertinence de l’algorithme de tirage employé par RTE.

 

D’autre part, cette concentration crée des contraintes supplémentaires sur les acteurs obligés et les exploitants :

  • les fournisseurs avec un portefeuille en croissance se retrouvent pénalisés avec une obligation de capacité calculée uniquement au moment où leur portefeuille est plus conséquent ;
  • côté certification, cette concentration augmente l’impact de tout incident de production, fluctuation de consommation ou variation climatique, et implique que la disponibilité de ces capacités sur le restant de l’année n’est pas analysée.

 

Il convient de rappeler que la répartition actuelle (contrainte du 25% max des jours en novembre et mars) est notamment le fruit d’un arbitrage lié aux contraintes du parc nucléaire. Or, un étalement des tirages entre le début et la fin d’année, qui minimise les risques pour l’ensemble des capacités serait préférable. Une étude devrait être menée à cette fin.

 

  1. La question des écarts

 

Concernant la matrice des écarts, un questionnement doit avoir lieu au regard de la situation de fin 2020.

 

En effet, en septembre 2020, RTE a publié une actualisation de la synthèse des éléments de transparence sur le mécanisme de capacité pour les années de livraison 2020 et 2021[4]. Cette publication faisait état de « la possibilité d’un déficit global supérieur à 2 GW » sur l’année 2020, impliquant que la pénalité appliquée aux acteurs en écarts négatifs pourrait s’établir au niveau du prix plafond du mécanisme de capacité (prix administré), fixé à 60 k€/MW/an.

 

Comme le souligne RTE, « ce niveau de pénalité, permet en anticipation, aux différents acteurs disposant de leviers contribuant à la sécurité d’approvisionnement, de les mobiliser et les valoriser à des prix qui peuvent se rapprocher ou atteindre ce niveau de prix ».

 

Pourtant, les prévisions de niveau d’obligation de septembre auraient dû être actualisées ultérieurement, au regard des équilibres offre/demande constatés entre-temps. Le pire étant qu’en définitive, il est impossible aujourd’hui, faute d’un bouclage plus rapide du mécanisme, de savoir si ce risque s’est réalisé, et de connaître la valeur des écarts négatifs, rendant extrêmement complexe la situation des acteurs obligés et des consommateurs souhaitant clôturer l’année de livraison (voir point suivant).

 

La matrice des écarts, et les valeurs escomptées de ces derniers (en particulier le risque de prix administré), sont censés avoir un effet incitatif sur le comportement des acteurs. Dès lors, il semble contradictoire que l’information sur les valeurs de cette dernière ne soit connue qu’au dernier moment, et de manière approximative, et ne fasse pas l’objet d’estimations très fines et mises à jour.

 

Il est donc impératif qu’une estimation des valeurs de la matrice des écarts soit régulièrement publiée, incluant une estimation du risque de prix administré actualisée tout au long de l’année de livraison afin de donner aux acteurs le même niveau d’information avec la plus grande finesse possible.

 

En particulier, en l’état actuel la communication des informations de NCC sur le registre des capacités certifiées pose divers problèmes :

  • La fréquence de mise à jour de l’information est peu claire, et il est souvent difficile d’identifier les corrélations avec les mises à jour des hypothèses de disponibilité des actifs de production ;
  • Les libellés des NCC (initial, prévisionnel, évolués) portent à confusion, et les définitions ne sont pas alignées entre les règles du mécanisme, la page d’accueil du portail et le contenu des fichiers mis à disposition ;
  • Les modifications ne sont pas tracées et les « dates de modification » et de « dernière mise à jour » communiquées apparaissent parfois totalement incohérentes ;
  • Compte tenu de l’ensemble de ces éléments, le registre des capacités certifiées ne permet pas à date aux acteurs de disposer d’une vision fiable de l’équilibre offre / demande en capacité.
  • Par ailleurs, le rééquilibrage ultime des actifs de production ayant lieu au plus tard le 15 janvier suivant l’année de livraison, les niveaux de certifications effectifs NCE devraient être communiqués par Rte avant le 15 janvier de l’AL+1 et au plus tôt à compter du 20 décembre de l’année de livraison.

 

  1. Bouclage du mécanisme

 

La question des écarts est étroitement liée à celle du bouclage du mécanisme où sont définitivement réglées les positions des acteurs obligés et des exploitants de capacité. Or ce bouclage intervient très tardivement (deux ans et demi !), notamment en raison des contraintes de la reconstitution temporelle pour les sites de consommation ne bénéficiant pas de la télérelève. Il est plus que temps de réviser ces échéances afin de tenir compte du déploiement du tout courbe de charge et de la télérelève.

 

Une régularisation des écarts au plus tard un an après livraison permettrait au fournisseur de répercuter le coût « réel » de la capacité auprès du consommateur plus rapidement. La période d’un an permettrait de plus d’aligner la régularisation des écarts de capacités avec la régularisation liée à la fourniture ARENH. Au final une période maximale d’un an après livraison nous semble techniquement possible pour les sites télérelevés et améliorerait grandement la répercussion du signal prix au niveau de la fourniture des consommateurs.

[1] DÉCISION DE LA COMMISSION du 8.11.2016 CONCERNANT LE RÉGIME D’AIDES SA.39621 2015/C (ex 2015/NN)

[2] Rapport de surveillance des marchés de gros de l’électricité et du gaz naturel en 2019

[3] Rapport de surveillance des marchés de gros de l’électricité et du gaz naturel en 2019

[4] Actualisation de la synthèse des éléments de transparence sur le mécanisme de capacité pour les années de livraison 2020 et 2021 – Vision au 18.09.2020

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