Le marché de capacité électrique en France

Le marché de capacité électrique : un nouveau dispositif rémunérateur permettant de sécuriser l’approvisionnement électrique en France.

La loi n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 portant Nouvelle Organisation du Marché de l’Electricité (NOME), codifiée aux articles L. 335-1 et suivants du code de l’énergie, met en place un dispositif d’obligation de capacité appelé marché de capacité. L’article 6 de la loi NOME prévoit en effet que le « fournisseur d’électricité contribue, en fonction des caractéristiques de consommation de ses clients, en puissance et en énergie, sur le territoire métropolitain continental, à la sécurité d’approvisionnement en électricité ».

Le décret n° 2012-1405 du 14 décembre 2012 et son arrêté d’application du 23 janvier 2015 précisent les modalités de mise en œuvre de ce nouveau mécanisme. Chaque année, les fournisseurs d’électricité se verront attribuer une obligation de capacité, en vertu de laquelle ils devront garantir qu’ils sont en mesure de répondre à la consommation effective de leurs clients pendant les périodes de pointe¹, c’est-à-dire qu’ils disposent d’un certain montant de garanties de capacité. Pour ce faire, les fournisseurs devront soit détenir leurs propres installations de production ou de capacité d’effacement, soit acquérir ces garanties de capacité² auprès d’autres détenteurs.

La détention de certificats sera la preuve que cette obligation a bien été respectée. En effet, RTE (Réseau de Transport d’Electricité)³ délivrera des certificats de capacité aux producteurs d’électricité et aux opérateurs d’effacement⁴ de consommation électrique, attestant de leur contribution à la réduction du risque de défaillance lors des périodes de pointe de consommation. Désormais, les producteurs pourront recevoir une prime de disponibilité de leur capacité de production et les opérateurs d’effacement pourront être rémunérés pour leur capacité à moduler la consommation.

Les particularités du marché de l’électricité en France

Source : RTE – Le réseau de l’intelligence électrique

D’autre part, du côté de l’offre, le marché français de l’électricité ne rémunère qu’insuffisamment les investissements dans les capacités de production électrique et d’effacement de consommation électrique : le rapport Poignant-Sido d’avril 2010 sur la maîtrise de la pointe électrique a souligné les difficultés du marché de l’électricité actuel à attirer les investissements dans les installations de pointe, pourtant nécessaires à la garantie d’un niveau suffisant d’électricité disponible lors des périodes de pointe.

Or l’électricité ayant pour particularité de ne pas pouvoir être stockée, elle doit être produite, à tout instant, de manière conforme à la demande des consommateurs. La conséquence de ces deux particularités du marché électrique français est une inadéquation entre le niveau d’électricité disponible et la quantité d’électricité demandée en période de pointe.

Selon un bilan publié par RTE, ce déséquilibre va s’accentuer dans les années à venir, jusqu’à constituer une véritable menace pour la sécurité de l’approvisionnement électrique français d’ici 2016. En effet, la mobilisation des moyens de production thermiques (fuel, charbon) va être progressivement ralentie. Dès 2013, GDF Suez (rebaptisée Engie) a mis sous cocon⁵ sa centrale à cycle combiné de Cycofos (Bouches-du-Rhône), représentant une perte de capacité installée pour le réseau de 490 MW. Cette même année, le groupe a ralenti ses installations de Montoir-de-Bretagne (Spem) et de Fos-sur-Mer (Combigolfe), chacune d’une capacité de 435 MW⁶. Ces éléments s’ajoutent aux fermetures des centrales au charbon et au fioul pour non-conformité aux normes environnementales européennes prévues début 2016.

Selon cette même étude, il pourrait manquer, en cas d’hiver froid, 900 MW durant l’hiver 2015-2016 et 2.000 MW durant l’hiver 2016-2017. Or, d’après Dominique Maillard, le président de RTE, le coût global de chaque kilowattheure non fourni lors d’une coupure de courant massive a été évalué être 200 fois plus élevé que le coût de production de ce même kilowattheure, pour deux raisons : une coupure de courant massive fait subir des pertes aux entreprises et aux particuliers, et contraint à importer de l’électricité à un prix élevé.

Par conséquent, le marché de capacité, signe fort de la transition énergétique engagée par la France, est destiné à prévenir le risque de défaillance du système électrique français en contribuant au passage des pointes de consommation. Il est prévu qu’il soit instauré d’ici 2016.

La multiplication des marchés de capacité nationaux en Europe

De nombreux pays européens ont déjà mis en place des mécanismes de capacité à l’échelle nationale pour assurer la sécurité d’approvisionnement électrique (Royaume-Uni, Irlande, Suède, Finlande, Belgique, Pologne, Hongrie, Portugal, Espagne, Italie, Grèce). Les mécanismes de capacité sont généralement répartis en trois types d’instruments, le dernier étant le plus complexe :

• les paiements de capacité : les fournisseurs reçoivent une rémunération fixe ;
• les réserves stratégiques : les gestionnaires de réseau se voient imposer la constitution d’une réserve pouvant être activée en cas de risque de pénurie ;
• le marché de capacité : un nouveau marché est créé, sur lequel la capacité est échangée sous forme de certificats.

Dans l’Union Européenne, seul le Royaume-Uni est déjà doté d’un marché de capacité. Il est prévu que chaque année, le gestionnaire de réseau britannique organise des enchères descendantes centralisées à partir desquelles est obtenu le niveau de capacité requis pour garantir un niveau de production adéquat au regard de la demande électrique. Les premières enchères ont eu lieu au début de l’année 2015 et ont fixé le prix de la capacité électrique qui sera en vigueur lors de la pointe électrique de l’hiver 2018-2019 : une capacité de 49,3 GW sera échangée à un prix équivalent à 19,4£/kW-an.

En dehors de la France, l’Italie et la Hongrie sont en train de mettre en place un marché de capacité.

Dans un communiqué du 19 décembre 2012 relatif au décret du 14 décembre 2012, le ministère de l’écologie, du développement durable et de l’énergie a rappelé les objectifs du marché de capacité, compte tenu des particularités du marché de l’électricité en France :

• apporter une rémunération complémentaire aux producteurs d’électricité pour la disponibilité des installations, afin de leur permettre de financer les investissements dans les moyens de production de pointe électrique⁷;
• rémunérer les offres structurées des opérateurs d’effacement, ce qui leur permettra de développer de nouvelles offres commerciales d’effacement;
• donner de la valeur aux capacités de production et d’effacement uniquement mobilisées lors des pointes électriques et donc fonctionnant peu.

Par conséquent, à terme, le marché d’effacement a vocation à se développer en France.

Différents acteurs du marché de l’électricité sont appelés à contribuer à la mise en œuvre du marché de capacités. Le schéma ci-dessous permet d’identifier les acteurs clés du marché de capacités et leurs missions respectives⁸.

Les acteurs obligés

Les acteurs obligés désignent à la fois :

• les fournisseurs, en tant qu'acteurs exerçant une activité d'achat d'électricité pour revente aux consommateurs finaux ou aux gestionnaires de réseau pour leurs pertes, et disposant d'une autorisation administrative ;
• les consommateurs finaux (gros consommateurs), ne s'approvisionnant pas, partiellement ou totalement, auprès d'un fournisseur ;
• les gestionnaires de réseau pour leurs pertes, ne s'approvisionnant pas auprès d'un fournisseur.

Les exploitants de capacité

On distingue deux types de détenteurs de capacité :

• les exploitants de capacité de production (producteurs) qui s’engagent sur la disponibilité de leurs moyens de production ;
• les exploitants de capacité d’effacement (opérateurs d’effacement) qui incitent les consommateurs à réduire leur consommation en période de pointe.

L’Etat

L’Etat pilote l’ensemble du dispositif mais n’intervient pas directement sur le marché : il définit notamment les règles du mécanisme de capacité, après proposition de RTE et avis de la CRE.

Réseau de Transport d’Electricité (RTE)

Le gestionnaire du réseau de transport d’électricité, RTE, a différents rôles liés au fonctionnement opérationnel du mécanisme de capacité :

• la gestion globale du mécanisme : l’émission des certificats de capacité, la notification des obligations des acteurs du mécanisme de capacité – dont le calcul des obligations de capacité de chaque fournisseur-, la comptabilisation des garanties de capacité détenues par les fournisseurs, le contrôle du caractère effectif des capacités de production et d’effacement des exploitants, le calcul des écarts de capacité, la tenue des registres de capacités certifiées et de garanties de capacité ;
• la proposition des règles du mécanisme de capacité, dont le calcul et l’application des pénalités en cas d’écarts de capacité ;
• la détermination des besoins de capacité et la prévision des consommations électriques en période de pointe de consommation.

Le responsable de périmètre de certification

A l’instar du dispositif de Responsable d’Equilibre (RE) existant dans le domaine de l’énergie, le décret du 14 décembre 2012 a introduit la notion de Responsable de Périmètre de Certification (RPC), qualité acquise par la signature d'un contrat dédié avec RTE.

Le RPC est la personne morale financièrement responsable en cas d’écarts constatés, sur son périmètre de certification⁹, entre le niveau de disponibilité déclaré et le niveau de disponibilité réel. Il est redevable de la pénalité due par les exploitants et prévue par l'article L. 335-3 du code de l'énergie. Cet article indique en effet que l’exploitant est tenu au paiement d’une pénalité au gestionnaire de réseau de transport dans le cas où sa capacité effective serait inférieure à celle certifiée.

La Commission de Régulation de l’Energie (CRE)

La CRE a plusieurs missions, visant à encadrer et contrôler le fonctionnement du marché :

• surveiller le fonctionnement du marché de capacité, notamment les transactions financières ;
• approuver les règles du mécanisme proposées par RTE, en particulier la méthode de calcul des écarts entre la disponibilité réelle et la disponibilité certifiée des exploitants de capacité ;
• définir et faire appliquer le barème relatif aux sanctions pécuniaires en cas d’écart (il est prévu que ces pénalités soient comprises entre 0 et 40.000 euros par MW et par an) ;
• fournir des informations sur les transactions d’obligations et de certificats.

La mise en œuvre du marché de capacité a débuté le 1er avril 2015 et le mécanisme de capacité sera effectif dès l’hiver 2016-2017. En effet, le calendrier suivant est prévu pour les premières années de livraison :

• le 1er avril 2015 : ouverture du guichet pour les demandes de certification, ouverture du registre des capacités certifiées et des actions de maîtrise de la pointe de consommation électrique, ouverture du registre de garanties de capacité ;
• entre le 1er avril 2015 et le 31 décembre 2015¹⁰ : certification des capacités de production, en service, pour la première et la deuxième année de livraison (2017 et 2018) ;
• entre le 1er avril 2015 et 31 octobre 2016 : certification des capacités d’effacement, en service ou en projet, et des capacités de production, en projet, pour la première année de livraison (2017) ;
• entre le 1er avril 2015 et 31 octobre 2017 : certification des capacités d’effacement, en service ou en projet, et des capacités de production, en projet, pour la deuxième année de livraison (2018).

La certification vise à attribuer, à chaque capacité, un volume de garanties de capacité correspondant à sa contribution à la réduction du risque de défaillance du système électrique. Le schéma suivant détaille les différentes étapes de celle-ci :

La réglementation prévoit la méthode de certification suivante :

• une demande de certification est adressée par l’exploitant au gestionnaire de réseau auquel est raccordée la capacité¹¹;
• le niveau de capacité certifié est fixé sur la base de données déclaratives fournies par les exploitants de capacités ;
• le niveau de capacité effectif est déterminé à partir des contrôles effectués au cours de l’année de livraison ;
• dans le cadre des règlements financiers, les écarts constatés entre le niveau de capacité certifié et le niveau de capacité effectif sont corrigés.

La certification permet d’obtenir des garanties de capacité dans un délai qui ne doit pas excéder deux mois entre la réception de la demande de certification et la délivrance des garanties de capacité de l’exploitant.

Afin de respecter leur obligation de capacité, les fournisseurs de capacité peuvent acheter ou vendre leurs garanties de capacité sur le marché de certificats de capacité : le prix de la capacité échangée représente la valeur de l’effacement et de la disponibilité des capacités de production en période de pointe.

Registre des échanges et registre des capacités certifiées

L’ensemble des garanties de capacité est inscrit dans le registre des échanges¹², tenu par RTE. Ce registre recense, de manière sécurisée et confidentielle, les opérations de délivrance, d’échange et de destruction de garanties de capacité. Il est ouvert dès la délivrance des premières garanties de capacité et il est disponible à l’adresse suivante : https://rega-rte.fr/.

Les acteurs disposent également d’un registre des capacités certifiées, à caractère public et tenu par RTE, contenant des informations relatives aux quatre années de livraison à venir, ainsi qu’aux deux dernières années échues, sur :

• le niveau global de capacités certifiées par filière ;
• le niveau détaillé de capacités certifiées pour chaque EDC dont la capacité est supérieure à 100 MW ;
• le niveau détaillé des capacités certifiées de manière agrégée pour les EDC dont la capacité est inférieure à 100 MW.

La propriété d’une garantie de capacité est acquise après l’inscription par RTE dans le registre des garanties de capacité, sur le compte détenu par le titulaire de cette garantie de capacité.

Chaque garantie de capacité est uniquement valable pour une année de livraison donnée : une garantie de capacité émise pour une année de livraison et présente sur un compte du registre pour cette même année, ne peut être transférée vers le compte d’un registre pour une autre année de livraison.

Cession d’une garantie de capacité

Le changement de propriété d’une garantie de capacité résulte d’une cession de garantie entre deux personnes morales titulaires d’un compte dans le registre des échanges de garanties de capacité.

Deux types de cession de garanties de capacité sont possibles :

• une transaction de garanties : la cession s’effectue à un prix convenu entre les parties ;
• un transfert de garanties : la cession n’est pas associée à un prix.

Modalités d’échange

Les échanges de garanties de capacité peuvent être effectués selon deux modalités :

• par un échange de gré à gré : deux acteurs se mettent d’accord sur l’objet de l’échange et sur son prix, puis ils réalisent la transaction en la notifiant à RTE, qui modifie en conséquence la situation de chaque acteur dans le registre des garanties de capacité ;
• sur un marché organisé : une plateforme d’échange centralise les offres d’achat et de vente. Sa mise en place est prévue et régie par les règles sur le mécanisme de capacité, mais les modalités de fonctionnement de cette plateforme seront précisées ultérieurement suite à des discussions conjointes entre RTE et les sociétés organisant ces plateformes d’échange.