Marché de capacité

Des marchés de capacité ont été mis en place dans plusieurs régions aux États-Unis :

• nord-est des États-Unis (opérateur ISO New England) ;
• région de New York (opérateur New York ISO) ;
• est des États-Unis (opérateur PJM).

Un marché de capacité existe en Russie depuis juin 2008, basé sur le principe de la "Competitive Capacity Selection". Afin de favoriser les investissements dans le parc de production, des mécanismes ad-hoc garantissent la rémunération avantageuse de la capacité ajoutée par de nouvelles centrales. Le prix de la capacité est d'environ 3 000 €/MW/mois[2].

En France, la loi NOME a prévu la mise en place d'un marché de capacité, dont la création avait été recommandée par un rapport remis au gouvernement en avril 2010 sur la « pointe électrique »[3].

Ce marché de capacité doit permettre d'échanger des garanties de capacité d'effacement ou de production.

Ses modalités de mise en place ont été définies par le gouvernement sur proposition de RTE, gestionnaire du réseau de transport d'électricité. Deux conceptions s'opposaient sur la configuration du mécanisme :

• Dans un rapport d'octobre 2011 [4], RTE promouvait un mécanisme totalement décentralisé[5].
• Mais des fournisseurs d'électricité et des économistes plaidaient pour un mécanisme « bouclé », où quand le gestionnaire du système électrique détecte des déséquilibres prévisibles entre offre et demande, comble l'écart en achetant lui-même les capacités nécessaires pour les revendre ensuite à ceux qui en manqueront[6].

Un décret du 19 décembre 2012[7], dit que les fournisseurs d’électricité devront justifier, dès 2015, pouvoir satisfaire la consommation de leurs clients lors des pointes de consommation. Ils devront présenter à cet effet des « garanties de capacité » qu'ils peuvent obtenir de 3 manières :

• à partir de leurs propres capacités de production d'électricité ;
• en développant l'effacement de consommation ;
• en acquérant ces garanties de capacité auprès de producteurs d'électricité ou d'opérateurs d'effacement.

Les centrales électriques (au charbon y compris) trouvent ici une nouvelle valorisation : outre la vente de l'électricité, elles seront rémunérées pour leur simple disponibilité lors des pointes de consommation. Le mécanisme doit également améliorer la valorisation des effacements, pour réduire le besoin de créer de nouvelles centrales électriques de pointe, souvent très émettrices de gaz à effet de serre.

Le mécanisme est « centralisé » au niveau de RTE, avec toutefois un dispositif de « bouclage » : un décret (14 décembre 2012) crée un « dispositif de sécurisation » où l'État, s'il constate que le mécanisme de capacité ne permet pas d'éliminer tout risque de déséquilibre entre l'offre et la demande, peut lancer des appels d'offres pour la réalisation de nouvelles capacités.

Les acteurs concernés par le mécanisme de capacité (fournisseurs, producteurs, agrégateurs d'effacement) pourront échanger des garanties de capacité via des enchères[8], qui devraient être organisées début 2016 par Epex Spot. Le 15 décembre 2016 a lieu la première enchère de garanties de capacités, organisée par EPEX Spot : 22,6 GW ont été échangés à un prix de 10 000 €/MW[9].

Ce marché de capacité n'a pas fait l'unanimité. Ainsi, l'Autorité de la concurrence, dans un avis du 19 avril 2012[10], s'est dite « réservée quant à la mise en place d’un mécanisme de capacité, car ce dispositif va accroître la complexité du cadre réglementaire applicable et constituer une source de coûts supplémentaires pour les fournisseurs alternatifs et pour les consommateurs, sans pour autant que sa nécessité pour assurer un bon fonctionnement des marchés de l’électricité soit démontrée ». Mais la Commission de régulation de l'énergie a rendu un avis défavorable à la création du dispositif de bouclage[11].

Depuis le 1^er avril 2015, tout producteur d’électricité en France doit faire certifier ses capacités de production. Ils peuvent ensuite vendre leurs certificats (de gré à gré ou sur un marché) aux fournisseurs d'électricité. Et ces derniers doivent démontrer leur capacité à servir leurs clients même en cas d’hiver très froid. Ce marché de capacités dégage une rémunération supplémentaire pour des actifs pour lesquels la seule vente d’énergie ne garantit pas la rentabilité. RTE visait une première application de ce dispositif « anti-coupure » au 1^er janvier 2017, estimant que le coût moyen du nouveau dispositif serait de 75 à 80 centimes d’euro par mois sur la facture d’un particulier, soit environ 10 euros par an. Pour un consommateur professionnel, le surcoût est estimé à 2 € /MWh, soit environ 2% de la facture[12].

La France a notifié son dispositif à la Commission européenne qui s’inquiète du développement de dispositifs hétérogènes en Europe : réserves stratégiques, appels d’offres, enchères inversées[13]. Le 13 novembre 2015, la Commission européenne a ouvert une enquête sur la conformité avec le droit européen de la concurrence des projets français en matière de capacités de production d'électricité ; craignant « que le mécanisme de capacité envisagé par la France puisse, sous sa forme actuelle, favoriser certaines entreprises par rapport à leurs concurrents et empêcher l'arrivée de nouveaux acteurs sur le marché ». La commissaire européen à la concurrence Margrethe Vestager avait déjà ouvert (en avril 2015) une enquête sectorielle sur les multiples dispositifs en construction dans plusieurs pays européens pour rémunérer la garantie de puissance[14].

Mi-2019, la France a lancé quatre appels d'offres long terme (jusque 2030 pour le 4ème) pour de nouvelles capacités de production et d'effacement (AOLT), se mettant en conformité avec la décision de la Commission du 8 novembre 2016 (avec une rémunération garantie pour sept ans)[15].

Le gouvernement britannique projette la création d'un marché de capacité afin d'assurer, contre rémunération, le maintien en réserve tournante de centrales capables de répondre à des pics de demande ; les aides pourraient aller jusqu'à 800 M£ (environ 1 Md €) ; à partir de décembre 2014, les producteurs d'électricité pourront concourir pour participer à ce marché, qui serait lancé pour l'hiver 2018 ; ce sont surtout les centrales au gaz qui sont visées, mais le ministère britannique de l'énergie a admis que le projet pourrait concerner l'énergie nucléaire, relativement moins chère à produire. Ce projet de réforme suscite une controverse sur sa faisabilité, son coût potentiel et le risque de blocage par Bruxelles[16].