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Commission de Régulation de l’Electricité et du Gaz Rue de l’Industrie 26-38 1040 Bruxelles Tél.: 02/289.76.11 Fax:02/289.76.09
COMMISSION DE REGULATION
DE L’ELECTRICITE ET DU GAZ
ETUDE (F)121011-CDC-1182
relative aux
«mécanismes de rémunération de la capacité» réalisée en application de l'article 23, § 2, 2°, de la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité 11 octobre 2012
Confidentiel 2/67
TABLE DES MATIERES
INTRODUCTION ................................................................................................................... 3
I. PRINCIPES GENERAUX ........................................................................................ 4
I.1 Energy only market: Belgique, Allemagne, Pays-Bas, Grande-Bretagne, France,
Texas, Australie, Nouvelle-Zélande ......................................................................... 6
I.1.1 Principe ............................................................................................................. 6
I.1.2 Limites du modèle ............................................................................................. 7
I.2 Notion d’adéquation ................................................................................................. 7
I.3 Objectifs d’un mécanisme de rémunération de la capacité ...................................... 9
II. TYPES DE MECANISMES DE REMUNERATION DE LA CAPACITE (CRMs) ......10
II.1 Types de CRMs ......................................................................................................10
II.2 Mécanisme de sécurisation par les prix ..................................................................12
a) Capacity payment : Espagne, Portugal, Irlande ......................................................12
II.3 Mécanisme de sécurisation par les quantités ..........................................................16
II.3.1 Mécanisme contractuel ....................................................................................16
b) Réserves stratégiques de capacité (tender for targeted resource) : Suède,
Finlande ...........................................................................................................16
II.3.2 Mécanismes de marché de la capacité ............................................................19
III. PAYS EN COURS DE REFLEXION EN EUROPE ..................................................31
III.1 France ....................................................................................................................31
III.2 Allemagne...............................................................................................................33
III.3 Grande Bretagne ....................................................................................................35
III.4 Italie ........................................................................................................................40
III.5 Espagne .................................................................................................................41
III.6 Pays-Bas ................................................................................................................41
IV. ENSEIGNEMENTS TIRES DES EXEMPLES ETRANGERS ..................................42
IV.1 Résultats mitigés ....................................................................................................42
IV.2 Insécurité régulatoire ..............................................................................................43
V. TRANSPOSITION AU MARCHE BELGE................................................................44
V.1 Dispositions légales ................................................................................................44
V.2 Modalités de mise en œuvre ...................................................................................46
V.2.1 Constitution d’une réserve stratégique R4 .......................................................46
V.2.2 Assurance contre le manque de rentabilité ......................................................51
VI. CONCLUSION ........................................................................................................64
ANNEXE 1 – Dispositions légales ........................................................................................65
Confidentiel 3/67
INTRODUCTION
La COMMISSION DE REGULATION DE L’ELECTRICITE ET DU GAZ (CREG) a réalisé
cette étude dans le but d’examiner les mécanismes de rémunération de la capacité de
production mis en place ou en cours d’analyse dans différents pays et d’en tirer les
enseignements pour le marché belge de l’électricité.
Le premier chapitre expose les principaux généraux de la rémunération de la capacité. Le
second chapitre présente une typologie des mécanismes existants et une illustration de leur
application dans différents pays. Le troisième chapitre présente les réflexions menées par
les pays projetant d’établir un tel mécanisme en Europe. Au quatrième chapitre, les
enseignements des exemples étrangers sont tirés. Les réflexions relatives à la transposition
au marché belge figurent dans le cinquième chapitre. La conclusion est tirée dans le sixième
chapitre.
Le Comité de direction de la CREG a approuvé cette étude lors de sa réunion du 11 octobre
2012.
Confidentiel 4/67
I. PRINCIPES GENERAUX
Comme le montre la carte en page suivante, les pays européens peuvent être regroupés en
deux catégories selon le mécanisme de sécurité d’approvisionnement choisi:
- energy only markets;
- capacity mecanisms.
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Source : Fortum
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I.1 Energy only market1: Belgique, Allemagne, Pays-Bas,
Grande-Bretagne, France, Texas, Australie, Nouvelle-
Zélande
I.1.1 Principe
1. Le producteur est rémunéré par la seule vente de l’énergie sur le marché
(rémunération des MWh). Ceci postule que le signal de prix envoyé par le marché est
suffisant pour assurer la sécurité d’approvisionnement à terme.
2. En théorie, les coûts fixes sont couverts:
- par la rente infra marginale pour les unités en début et en milieu de merit order;
- par la rente de rareté (dégagée lorsque le prix de marché est supérieur au coût
marginal) pour les unités de pointe.
Une occurrence accrue des pics de prix sur le marché spot donne le signal aux investisseurs
qu’un nouvel investissement dans des unités de pointe (unités dont le coût marginal est le
plus élevé) serait rentable. Ce sont les forces de marché qui assurent le niveau de fiabilité
souhaité du système.
Si le marché fonctionnait parfaitement, le revenu de la vente des MWh suffirait à
assurer la rentabilité du parc de production.
Il convient de noter également l’importance du signal prix sur le marché forward dans la
mesure où la majeure partie des achats et des ventes se font à terme (mettant les
consommateurs à l’abri des pics de prix sur le marché day ahead).
1 Joskow – Center for Energy and Environmental Policy Reseach : « Competitive Electricity Markets
and investment in New Generation Capacity », April 2006
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I.1.2 Limites du modèle
3. Mais, si les conditions ne sont pas réunies notamment suite à:
i. des distorsions de marché (price cap qui limite les pics de prix bien en deçà de la
value of lost load (VoLL)2 et génère un problème de missing money, subsides,
barrières à l’entrée,…);
ii. une faible élasticité à court terme de la demande au prix;
iii. un manque de capacité de transport ;
et si le marché doit faire face à l’arrivée massive de la production renouvelable subsidiée et à
faible coût marginal, perturbant l’équilibre économique entre la production de base,
intermédiaire et de pointe d’une part et rendant les prix spot plus volatiles et plus extrêmes (à
la baisse ou à la hausse) d’autre part, les investissements dans des technologies
conventionnelles paraissent plus risqués et moins rentables (ce qui n’est pas
nécessairement le cas au niveau du portefeuille de production).
Des mesures complémentaires ainsi qu’un complément de revenu sous la forme
d’une rémunération de la capacité (CRM – Capacity Remuneration Mechanism)
pourraient s’avérer nécessaires pour ne pas détériorer le climat d’investissement et
compromettre l’adéquation des moyens de production et donc la sécurité
d’approvisionnement à terme.
I.2 Notion d’adéquation
4. L’adéquation peut se définir comme la capacité du système à couvrir la demande
globale à tout moment. Elle se différencie de la sécurité qui correspond à la capacité du
système à faire face à des perturbations soudaines (balancing et stabilité du réseau) de
façon à lui permettre de fonctionner en temps réel.
2 Prix maximum auquel les consommateurs sont prêt à payer l’électricité pour éviter la rupture
d’approvisionnement. Ce prix donne un signal relatif au niveau adéquat de sécurité d’approvisionnement.
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L’adéquation augmente donc la probabilité de disposer à tout moment de la production
suffisante pour couvrir la demande, mais ne réduit pas le besoin de disposer d’une réserve
pour couvrir la demande en temps réel. La figure suivante illustre le mode de calcul de la
réserve de capacité par rapport à la demande de pointe employé par ENTSO-E3.
Il convient de rappeler que l’adéquation est une condition nécessaire, mais pas suffisante
pour se prémunir d’un black-out, celui-ci pouvant être provoqué par un incident.
Figure 1: Exemple d’analyse de l’adéquation des moyens de production dans un pays
Source : ENTSO-E4
Dans ce schéma, « non usable capacity » désigne les moyens de production ne présentant
pas un degré de fiabilité suffisant. « Load » tient compte des capacités d’effacement de la
demande.
Lorsque la « remaining margin » est négative, le système manque de capacités de
production en situation de fonctionnement normal. Lorsqu’elle est supérieure ou égale à
l’ « adequacy reference margin », des moyens de production sont disponibles pour
l’exportation. Lorsqu’elle est inférieure à l’ « adequacy reference margin », le système doit
compter sur les importations pour faire face à des conditions difficiles.
3 Dans son étude 1074, la CREG utilise une méthodologie quelque peu différente, basée sur une
simulation du fonctionnement du parc tenant compte d’une méthode de calcul probabiliste de la disponibilité des unités de production auxquelles sont associés des paramètres technico-économiques et une projection de la demande définie sous la forme d’une courbe chronologique horaire décrivant l’évolution de l’énergie appelée au cours de l’année. Le modèle permet de sélectionner itérativement de manière exogène les investissements en nouvelles unités de production du parc centralisé qu’il convient de réaliser dans une optique de minimisation des coûts tout en respectant un critère de fiabilité (LOLE de 16 heures par an pour un système sans importation). 4 ENTSO-E Report, System Adequacy Forecast 2010 - 2025
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I.3 Objectifs d’un mécanisme de rémunération de la
capacité
5. Le choix de créer un mécanisme de rémunération de la capacité peut répondre à
différentes motivations:
- assurer l’adéquation de la capacité dans un marché occupé par plusieurs
intervenants dont la mission n’est plus d’assurer l’équilibre général du système
(cfr. USA dès1970);
- résoudre le problème du missing money (incapacité à couvrir les coûts fixes)
découlant de la réduction du nombre d’heures de fonctionnement des unités de
production classiques (principalement de semi pointe) et de l’existence de
plafonds sur le marché spot5;
- gérer l’intermittence de la production des RES (renewable energy sources) qui
bénéficient d’une politique de soutien (la subsidiation de certains moyens de
production générant le besoin de subsidiation d’autres moyens de production);
- gérer une structure de consommation particulière (par ex : pics de consommation
en France).
L’objectif poursuivi et le contexte particulier du pays expliquent la diversité des solutions
mises en place.
En bref, un mécanisme de capacité requiert l’évaluation d’un niveau approprié de capacité
(par exemple 110% de la demande de pointe) et un incitant à fournir cette capacité fiable et
flexible qui prend, pour les producteurs, la forme d’un revenu pour la capacité installée et,
pour les consommateurs, d’une rémunération pour l’énergie non consommée.
5 Sur le marché belge, ces plafonds sont de 3.000 €/MWh sur le marché day ahead et 9.000 €/MWh
sur le marché intraday
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II. TYPES DE MECANISMES DE
REMUNERATION DE LA CAPACITE
(CRMs)
II.1 Types de CRMs
6. Ils se classent en cinq catégories6:
a) capacity payment ;
b) strategic reserve (tender for targeted resources);
c) capacity obligation ;
d) capacity auction ;
e) financial reliable option.
Le schéma ci-après illustre la typologie des cinq mécanismes.
Schéma 1 : Typologie des mécanismes de rémunération de la capacité
6 DECC, Planning our electric future: a white paper for secure, affordable and low-carbon electricity,
juillet 2011 EURELECTRIC, RES Integration and Market design : are Capacity Remuneration Mechanisms needed to ensure generation adequacy?, mai 2011
Capacity mecanisms
Capacity auction Financial reliable option Capacity payment
(tender for targeted resources) PjM Modèle théorique Espagne
Strategic reserve
Suède
capacity obligation
France (projet)
Sécurisation par les volumes
(volume de la capacité fixé par l'autorité)
Sécurisation par les prix
(prix de la capacité fixé par l'autorité)
Mécanisme de marchéAppel d'offre restreint
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Sécurisation par les prix
La rémunération est déterminée, les quantités de capacité varient.
- capacity payment : un montant fixe, déterminé par une autorité, est payé aux
producteurs pour rémunérer la disponibilité de la capacité et les inciter à investir.
Sécurisation par les volumes
Le montant de la capacité est fixé, le mode de rémunération varie.
- réserve stratégique R4 (tender for targeted resources) : des capacités
destinées à assurer la sécurité d’approvisionnement dans des circonstances
exceptionnelles sont mises en réserve. Le niveau de paiement est fixé par appel
d’offre (ex : en Suède).
Marché de la capacité (juxtaposé au marché de la commodity)
- capacity obligation : les fournisseurs ont l’obligation de contracter un certain
niveau de capacité auprès des producteurs, à un prix convenu entre les parties,
et payent une amende si cette capacité est insuffisante;
- capacity auction : la capacité totale nécessaire est fixée plusieurs années à
l’avance par le gestionnaire du réseau de transport (GRT) ou le régulateur. Le
prix est fixé par une enchère préalable (forward) et payé à tous les participants à
l’enchère. Le coût est refacturé par le fournisseur au client final en fonction de
son prélèvement ou de son profil de prélèvement.(ex : marchés PjM et ISO-NE
aux USA);
- reliable option : il s’agit aussi d’une enchère préalable, mais pour un instrument
financier (call option) et plus pour un instrument physique permettant à son
détenteur de plafonner son prix d’achat. Si le prix spot sur le marché de
référence dépasse un certain prix d’exercice (strike price), le producteur doit être
disponible si l’opérateur du système en a besoin, sinon, il verse la différence
entre ces deux prix qui est ristournée aux consommateurs. Le prix d’exercice
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plafonne donc le prix sur le marché de l’énergie en période de pic. Le montant
de la rémunération de la disponibilité versée aux producteurs est déterminé par
le marché des options. La pénalité pour non disponibilité correspond au prix
d’exercice de l’option. (ex : modèle théorique seulement mis en place en
Colombie).
Le mode de fonctionnement des quatre premiers mécanismes est analysé en détail et illustré
ci-dessous.
II.2 Mécanisme de sécurisation par les prix
a) Capacity payment : Espagne, Portugal, Irlande
Mode de fonctionnement
7. En plus de la rémunération perçue pour la vente des MWh, certains types d’unités de
pointe reçoivent une prime, le plus souvent prédéterminée, payée à tout ou partie des
capacités disponibles. Cette prime de capacité a pour but d’inciter les producteurs à investir.
C’est donc le régulateur qui fixe le prix de la capacité et le marché qui détermine la quantité
de capacité.
Différentes méthodes de calcul de la prime existent. Elles prennent généralement en
compte la probabilité de défaillance du système (calculée en fonction de l’O (offre) et de la D
(demande) d’électricité) et le coût d’une rupture d’approvisionnement ou le coût
d’investissement d’une nouvelle unité de production.
13/67
Exemples :
Espagne7
Contexte
Des feed-in tarifs très attractifs ont été accordés à l’éolien et au solaire, ce qui a réduit le
nombre d’heures de fonctionnement des unités TGV. Celles-ci tournaient 3.920h en 2008 ;
3.371h en 2009, 2.715h en 2010 et seulement à 30% à 40% de leur capacité en 2011,
réduisant fortement leur rentabilité.
Solutions
1. Rémunération forfaitaire de la disponibilité versée à toutes les unités hydro, charbon, gaz
et fuel oil disponibles lors de périodes de pointe prédéfinies (périodes tarifaires 1 et 2),
calculée selon la formule :
RSDi,j = a x indj x PNi
a = montant de la rétribution annuelle : 5.150 EUR/MW en 2012 (revu annuellement)
idnj = indice multiplicateur (fonction de disponibilité de la technologie établi sur base
historique (charbon : 0,912 ; cycle combiné : 0,913 ; fuel-oil : 0,877 ; hydro :
0,237))
PNi = puissance nette de l’unité mise à disposition.
La rémunération maximale varie donc entre 4.640 EUR/MW/an et 1.220 EUR/MW/an et est
destinée à couvrir les frais fixes des unités qui restent en stand by pour couvrir les pointes de
consommation et les déficits de production éolienne.
Il s’agit de la seule rémunération versée aux unités existantes.
Pénalité : la rémunération est réduite en fonction de la puissance indisponible et du nombre
d’heures d’indisponibilité en période de pointe.
7 Rapport de RTE au Ministre chargé de l’Industrie, de l’Energie et de l’Economie numérique sur la
mise en place du mécanisme d’obligation de capacité prévu par la loi NOME, 1er
octobre 2011
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2. Aide à l’investissement pour les installations de production conventionnelles d’une
capacité > 50 MW versée pendant les 10 premières années, en fonction de la disponibilité
de l’unité lors des pointes.
Le montant de l’aide est calculé trimestriellement par le GRT en fonction d’un indice de
couverture défini comme le rapport entre la puissance disponible totale et la puissance
consommée en période de pointe. L’aide est versée à la condition que, en moyenne
annuelle, la puissance disponible en période de pointe soit supérieure ou égale à 90% de la
puissance nette de l’installation.
Si l’indice de couverture est ≤1,1 (réserve de 10%), l’aide à l’investissement s’élève à 28.000
EUR/MW/an (réduit à 23.400 EUR en 2012).
Si l’indice est >1,1, l’aide versée aux MW additionnels se réduit linéairement suivant la
formule : (193.000-150.000 x indice de couverture) EUR/MW/an. Pour atteindre 0 lorsque
l’indice atteint 1,29.
Figure 1 : Rémunération de la capacité en fonction du niveau de la réserve (EUR/MW)
Par exemple, si la marge est de 1,2, une unité de 100 MW recevra :
193.000 – 150.000 x 1,2 = 13.000 EUR/MW par an pendant 10 ans , soit 13 millions EUR.
L’estimation du coût de ces mesures était, pour 2012, de 191 millions (rémunération de la
disponibilité) et 651 millions EUR (aide à l’investissement). Le gouvernement a toutefois
décidé le 1er avril 2012 de réduire de 10% le paiement de la capacité.
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Grande-Bretagne - ancien système de pool abandonné en 2000
Principe
Le mécanisme de marché mis en place en 1990 prévoyait une rémunération de la mise à
disposition de capacité basée sur une formule prenant en compte la probabilité de perte de
charge :
Capacity payment = LOLP8 x (value of lost load – system marginal price)
Pool purchase price = system marginal price + capacity payment.
Problème
Dans la mesure où, d’une part les prévisions de demande day ahead étaient connues et,
d’autre part, la production des autres acteurs du marché étaient principalement du base-load
ou, pour les IPP (Independent Power Producers), liée à des contrats d’achat de combustible
take-or-pay, les deux principaux producteurs étaient en mesure d’évaluer la demande
résiduelle qu’ils devraient couvrir. Ceci leur a permis de manipuler le marché en réduisant
leur capacité disponible (en déclarant des capacités indisponibles en période de pointe et en
réduisant progressivement leur capacité de production) de façon à augmenter à la fois le
system marginal price et le capacity payment.
Le New Electricity Trading Arrangements (NETA) mis en place en 2001 a abandonné la
rémunération de la capacité9.
Avantages et inconvénients
8. Le mécanisme a l’avantage d’être simple, permet une rémunération différenciée des
investissements existants et nouveaux, mais présente un inconvénient majeur : la
rémunération n’est pas basée sur des règles de marché d’où le risque de pression de
la part des investisseurs pour obtenir des aides élevées qui deviennent le principal
moteur des investissements.
8 Lost of load probability
9 CRI, Regulation of the UK electricity industry, 2002 edition, University of Bath
http://www.bath.ac.uk/management/cri/pubpdf/Industry_Briefs/Electricity_Gillian_Simmonds.pdf
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II.3 Mécanisme de sécurisation par les quantités
9. Le niveau d’adéquation à atteindre est fixé au préalable et les acteurs reçoivent des
signaux de prix en vue d’atteindre ce niveau de capacité désiré.
Il existe deux grands types de mécanismes : les réserves stratégiques de capacités et les
marchés de capacités.
II.3.1 Mécanisme contractuel
b) Réserves stratégiques de capacité (tender for targeted
resource) : Suède, Finlande
Mode de fonctionnement
Quantité
10. Les autorités fixent, plusieurs années à l’avance, le montant de la réserve stratégique
R4 de capacité sur base d’une estimation de la demande et de ce que le marché fournirait
en l’absence du mécanisme.
Prix
11. Au terme d’un appel d’offre, le GRT passe un contrat avec les détenteurs de
capacités (de production ou d’effacement) qui lui donne le droit de mobiliser certaines
capacités. Celles-ci ne seront pas disponibles sur le marché (sauf accord particulier) et sont
les seules à être rémunérées. La réserve stratégique R4 joue le rôle de producteur de
dernier recours.
Le coût est transféré aux fournisseurs qui le répercutent sur leurs clients.
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Exemple :
Suède
Contexte
La pointe de consommation est fortement liée à la température.
La capacité hydraulique disponible varie d’une année à l’autre en fonction du niveau d’eau
dans les réservoirs.
Or, après la libéralisation, les producteurs ont commencé à fermer les unités au fuel utilisées
précédemment comme back up, mettant la sécurité d’approvisionnement en danger. Un
mécanisme temporaire de réserve stratégique de pointe a été mis en place en 2003, d’abord
pour 5 ans, puis jusqu’à 2020.
La réserve sert à faire face aux pointes hivernales résultant de conditions exceptionnelles.
Solution
La loi donne au GRT la mission de se procurer annuellement une réserve stratégique de
pointe à utiliser entre le 16 novembre et le 15 mars dont il détermine le montant (1.726 MW –
soit 4,8% de la capacité de production nette – en 2012 dont 362 MW d’effacement de
demande). Ce volume ne peut excéder 2.000 MW.
Le GRT lance annuellement un appel d’offre ouvert à la fois aux producteurs (l’unité doit
pouvoir démarrer en moins de 12 heures) et aux détenteurs de capacités d’effacement.
Au départ, ces capacités étaient retirées du marché. Depuis janvier 2009, elles sont
introduites sur le marché day ahead à certaines conditions de façon à ne pas influencer la
formation du prix sur le marché :
- en dernier recours après toutes les offres commerciales, si celui-ci n’arrive pas à
l’équilibre ;
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- au prix de la dernière offre commerciale acceptée + 0,1 €/MWh, ce qui n’est pas
idéal en période de déficit sévère, lorsque des petits volumes peuvent avoir un
effet disproportionné sur le prix de l’électricité. Pour remédier à ce problème,
partant du principe, que les capacités d’effacement participant à la réserve
seraient présentes même sans rémunération, à partir de 2012, celles- ci peuvent
aussi réaliser des offres commerciales sur le marché day ahead, le but étant de
favoriser le développement de la gestion de la demande.
Si les ressources ne sont pas activées, elles doivent être disponibles pour participer au
balancing (après les offres commerciales).
Le coût par kWh résultant de l’appel d’offre est relativement faible pour les consommateurs
et les capacités de réserve ne sont pas utilisées tous les ans.
Le montant de la réserve va progressivement se réduire pour atteindre 750 MW pour l’hiver
2017/2018 et l’hiver suivant jusqu’à l’arrêt du mécanisme en 2020 et contenir une part
croissante de capacité d’effacement (à partir de 2011), le but étant de revenir à un energy
only market.
La Finlande applique le même mécanisme. Les contrats sont de deux ans.
Avantages et inconvénients
12. Le système est simple et rapide à mettre en place, perturbe peu le mécanisme de
formation des prix sur le marché (à la condition que les capacités soient bien dimensionnées
et ne soient utilisées que dans des circonstances de pointes exceptionnelles). Le prix de
marché reste le principale moteur des investissements, il ne résout dès lors pas les
problèmes de volatilité des prix et de risque de « missing money ».
Ce modèle est particulièrement adapté au maintient d’unités existantes, dans le but d’une
utilisation exceptionnelle, mais ne convient pas pour attirer de nouveaux
investissements.
19/67
Par ailleurs, si les capacités requises sont en nombre limité, leurs détenteurs disposent d’un
pouvoir de marché et peuvent menacer de les fermer si celles-ci ne reçoivent pas une
rémunération. Un nombre croissant d’unités de pointe sont alors retirées du marché pour
être intégrés dans la réserve, ce qui revient à un simple déplacement de capacités. En effet,
si recevoir un paiement de la capacité devient plus attractif que rester sur le marché de la
commodity, cela aboutit à un manque d’investissements en dehors du mécanisme, signifiant
que le GRT doit se procurer toujours plus de capacité de production.
Ce mécanisme n’est pas idéal pour rémunérer le service de back up des RES dans la
mesure où les unités doivent être souvent utilisées. Or, l’activation régulière de la réserve,
c’est-à-dire lorsque les prix n’atteignent pas des pics importants (en théorie, la value of lost
load) est proscrit. Il nécessiterait le retrait du marché de capacités plus importantes dont
certaines seraient susceptibles de se classer utilement dans le merit ordre, influençant à la
hausse le prix de l’électricité sur le marché day ahead.
II.3.2 Mécanismes de marché de la capacité
Mode de fonctionnement
13. Il s’agit de mécanismes de marché avec valorisation des produits plusieurs années à
l’avance, dans lesquels le fournisseur joue un rôle actif assorti de sanctions pour non respect
de la disponibilité.
Ces mécanismes reposent :
- d’une part, sur l’obligation pour les fournisseurs de disposer de garanties de
capacité permettant d’assurer la pointe de consommation de leurs clients ainsi
qu’une marge de sécurité, de façon à assurer l’équilibre global entre l’offre et la
demande;
- d’autre part sur l’octroi de certificats de capacité aux détenteurs de capacités
certifiées (de production ou d’effacement);
- enfin, sur des contrôles et des sanctions en cas d’indisponibilité de la capacité ou
de la garantie de capacité (rendant moins attractif le retrait de capacité dans le
but de faire augmenter le prix de l’électricité).
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Les fournisseurs peuvent couvrir leur obligation soit directement (autofourniture / contrats
bilatéraux), soit indirectement (marché organisé, enchères).
Pour garantir la rémunération des unités de pointe par un mécanisme d’enchère, une courbe
administrée de demande est construite. Deux méthodes sont possibles:
- méthode PjM : le producteur peut réaliser une marge sur les coûts variables sur
le marché de l’énergie et la courbe administrée de demande est conçue pour qu’il
puisse récupérer la valeur manquante pour couvrir les coûts fixes (missing
money) sur le marché de la capacité (ce qui va à l’encontre de la formation des
prix sur un marché libéralisé) ;
- méthode peak energy rent (ISO-NE) : le marché de la capacité rémunère la
totalité des coûts fixes de l’unité de pointe (coût complet du capital). Un prix
plafond est fixé sur le marché de l’énergie. La marge réalisée au-delà du coût
variable est retirée des revenus acquis par le producteur sur le marché de la
capacité.
Quelque soit la méthode, pour éviter une rémunération non justifiée de la capacité, un
mécanisme de contrôle des revenus doit être mis en place.
La certification des capacités est un point clé du mécanisme. Pour pouvoir participer au
marché, les capacités doivent répondre à certains critères (durée de disponibilité, puissance
minimum disponible,…) de façon à garantir l’adéquation.
De nombreux modèles de marché sont possibles en fonction du niveau de centralisation, de
l’horizon de temps et du périmètre du mécanisme.
c) Capacity obligation (approche décentralisée) (projet
français)
Mode de fonctionnement
14. Chaque fournisseur évalue ses propres besoins de capacité sur base de ses
prévisions de profil de consommation de son portefeuille de clients (approche bottom-up).
21/67
Il lui appartient ensuite de couvrir ses obligations soit en faisant certifier ses propres moyens
de production, soit en signant des contrats bilatéraux pour l’achat de crédits de capacité
auprès de détenteurs de capacités.
Le fournisseur doit payer une pénalité s’il n’a pas contracté assez de capacité.
France (projet)
Contexte spécifique
15. La pointe de consommation est en croissance continue et beaucoup plus rapide que
la consommation moyenne (l’important équipement électrique pour le chauffage notamment
induit une sensibilité thermique élevée et des records de pointes de consommation en hiver).
Dès lors, dans un contexte de doute sur la rentabilité des investissements dans des moyens
de production de pointe, la sécurité d’approvisionnement est mise en danger.
Objectifs
Deux buts sont poursuivis:
- améliorer la gestion des pointes notamment par le développement d’offres
d’effacement;
- faire supporter le coût de couverture de la pointe par tous les fournisseurs et
plus uniquement par EdF.
16. La loi NOME a introduit une obligation de capacité portant sur les fournisseurs. Elle
prévoit que, d’ici 2015, chaque fournisseur devra apporter la garantie qu’il détient,
directement ou indirectement, la capacité de production ou d’effacement de la consommation
pour satisfaire la demande de ses clients lors des pointes de consommation.
Le gouvernement a chargé RTE de réfléchir à la mise en œuvre d’un mécanisme de
capacité. Le 13 octobre 2011, RTE a publié un rapport dans lequel il préconise la création
d’un marché de la capacité.
22/67
Un projet de décret ‘relatif à l’instauration d’un mécanisme de capacité dans le secteur de
l’électricité’ est en cours d’examen.
Solution en cours d’examen10
17. Le mécanisme de capacité repose sur deux piliers:
- la signature obligatoire, par les exploitants de capacités de production et
d’effacement de consommation, d’un contrat de certification avec RTE pour
l’ensemble de leurs capacités, les engageant sur un certain niveau de
disponibilité et leur attribuant, en fonction de ce niveau, un montant de garanties
de capacité (des certificats échangeables et cessibles). Une pénalité financière
contractuelle est prévue en cas de non respect des engagements;
- l’obligation, connue 4 ans à l’avance, pour chaque fournisseur de détenir, chaque
année, des garanties de capacité calculées en fonction de la consommation de
ses clients11 et d’un taux de marge. Les fournisseurs acquièrent des garanties de
capacité pour satisfaire leur obligation. Ils font l’objet d’une sanction
administrative, prononcée par la CRE, en cas de manquement à leur obligation.
Un dispositif de bouclage est également prévu. En cas de risque exceptionnel de
déséquilibre, le Ministre de l’Energie peut lancer un appel à projets dont le coût sera réparti
entre les fournisseurs au prorata de leur obligation de capacité.
18. L’obligation de capacité crée une « demande » de garanties de capacité du côté des
fournisseurs. La certification des capacités de production et d’effacement crée une « offre »
de garanties de capacité. Cette offre et cette demande constituent un marché. Ce marché
traite de la puissance et est indépendant du marché de gros de l’électricité, qui traite de
l’énergie. Les garanties de capacité correspondent à une puissance disponible garantie, qu’il
y ait ou non production effective.
10
Autorité de la concurrence, Avis n°12-A-09 concernant un projet de décret relatif à l’instauration d’un mécanisme de capacité dans le secteur de l’électricité, 12 avril 2012. 11
La consommation de référence du portefeuille de clients = (consommation durant une période de pointe avec une température bases – contrats d’effacement)
23/67
Pénalité
19. Les exploitants de capacités désignent un responsable du périmètre de certification
qui est redevable des éventuelles pénalités résultant de l’écart constaté à postériori entre la
garantie de capacité et la disponibilité réelle.
A posteriori, RTE calcule les consommations de référence de chaque fournisseur et notifie
l’obligation de capacité. Si le fournisseur ne détient pas le nombre suffisant de garanties de
capacité, il est soumis à une sanction pécuniaire. Si le fournisseur détient trop de garanties
de capacité, il est obligé de les proposer à la vente.
Avantages et inconvénients
20. Ce mécanisme limite le besoin de régulation. Il fait porter la responsabilité de
l’adéquation de capacité sur les fournisseurs. Le GRT se limite à définir la marge de réserve
dont doit disposer chaque fournisseur. Le signal pour les investisseurs est donc moins clair
que dans l’approche centralisée.
La détermination du volume repose entièrement sur les anticipations des fournisseurs alors
que ceux-ci n’ont pas une visibilité à long terme sur leur portefeuille. Ils risquent dès lors de
favoriser des solutions de court terme avec pour conséquence un prix plus volatile pour les
clients et une absence de signal prix à long terme pour les investisseurs.
De plus ce mécanisme peut constituer une barrière à l’entrée pour les nouveaux
fournisseurs dans la mesure où ils doivent couvrir un besoin qu’ils connaissent mal et
un avantage pour les fournisseurs liés à des producteurs.
Enfin, cela peut dissuader les fournisseurs de contracter avec des clients davantage
présents à la pointe.
24/67
d) Capacity auction (approche centralisée) (marché
Pennsylvania – New Jersey, Maryland (PJM reliability
pricing model (RPM)), ISO-NE, USA, projet UK)
But
Le marché forward de la capacité est conçu pour fournir de façon transparente, l’opportunité
à la production, à la demande, à l’efficacité énergétique et au réseau de transport d’apporter
des solutions à l’adéquation des moyens de production.
Exemple :
PjM
Quantité et obligation de capacité
21. L’opérateur du réseau fixe 3 ans à l’avance le besoin de capacité installée sur base
d’une prévision du pic de demande auquel est ajoutée une marge de réserve (approche top-
down rappelant la programmation pluriannuelle des investissements). Le critère de fiabilité
est d’une occurrence d’un incident majeur tous les 10 ans.
Il affecte ensuite des obligations de capacité à chaque fournisseur d’électricité en fonction de
la participation de ses clients aux pics de consommation.
Le fournisseur peut remplir ses obligations de différentes façons :
- en construisant ses propres unités de production ou en les contractant
bilatéralement;
- en utilisant les capacités contractées par le GRT au moyen des enchères;
- en concluant des contrats bilatéraux.
25/67
Marché
22. La demande est déterminée par l’obligation de capacité imposée à tous les
fournisseurs d’électricité.
L’offre de capacité peut provenir des unités de production existantes (participation
obligatoire), y compris celles qui produisent de façon intermittente (càd qui ne peuvent
garantir une production 12 heures d’affilée), et futures, des capacités d’effacement de la
demande existantes et futures, des augmentations de la capacité de transmission, des
unités de production situées à l’extérieur de la zone PjM à la condition qu’elles prouvent
qu’elles disposent de la capacité de transmission nécessaire et qu’elles soient certifiées. La
participation au marché est obligatoire (sont exemptées les capacités réservées à
l’exportation, déjà contractées par les fournisseurs ou ne répondant pas à certains critères
par exemple environnementaux).
L’offre concerne des sources de capacité flexibles. Un autre type de contrat existe pour la
fourniture de capacités non flexibles.
La capacité effectivement disponible à la pointe d’été (unforced capacity - UCAP) est
déterminée à partir de la capacité installée et de la probabilité de défaillance.
23. Un mécanisme d’enchère de certificats de capacité avec acheteur unique (GRT) a
été mis en place en 2007.
Une enchère de base trois ans avant la période de livraison (pour permettre la compétition
entre les unités existantes et nouvelles) et au maximum 3 enchères résiduelles proches de
l’année de livraison (23 mois, 13 mois et 4 mois avant la livraison) sont organisées pour
pallier l’imprécision des projections initiales d’offre et de demande et atteindre la capacité
totale requise.
26/67
Pour réduire la volatilité des prix, une courbe de demande dégressive est construite à partir
du Net CONE et de la quantité ciblée. La courbe de demande est construite de telle sorte
que le prix de la capacité égale le Net CONE pour la quantité ciblée + 1%. Pour des
quantités inférieures à la quantité ciblée -3%, le prix de la capacité est fixé à 150% du Net
CONE. Il diminue ensuite linéairement (reflétant la valorisation décroissante de la fiabilité
accrue apportée par les capacités excédant la quantité voulue) et devient nul lorsque la
quantité offerte dépasse la quantité ciblée de 5%.
Figure 1: Exemple de courbe de demande de capacité
Source : PJM
Le point B représente le niveau de réserve de capacité souhaité.
Le Net CONE (net cost of new entry) = gross CONE – Energy and ancillary services offset
Gross CONE = l’estimation du coût de développement d’une turbine à combustion de
référence (TGV) qu’un nouvel entrant doit couvrir. Il inclut le capital et les frais fixes de
fonctionnement requis pour construire et faire fonctionner l’unité de production (levelized
(pour obtenir un coût annuel) capital cost + annual fixed O&M).
Le CONE est fixé administrativement sur base d’avis d’experts. Il est indexé annuellement
et ses paramètres sont revus tous les 3 ans.
27/67
Energy and ancillary services offset = une estimation du profit net que ce nouvel entrant va
réaliser sur la vente de l’électricité et de services auxiliaires, obtenue en calculant la
moyenne sur les trois dernières années des revenus réalisés par une unité de la technologie
de référence. Il s’agit de la marge sur les coûts variables.
Le Net CONE représente donc la rémunération annuelle résiduelle (missing money) que le
nouvel entrant doit obtenir sur le marché de la capacité pour couvrir les coûts fixes de l’unité
de production.
La courbe d’offre est définie à partir de la position des offreurs de capacité.
L’enchère commence à un prix représentant deux fois le net cone. Les offreurs (de
capacités préalablement certifiées) indiquent la quantité qu’ils sont prêts à fournir à ce prix.
Si l’offre excède la demande, le prix diminue. Le processus se répète jusqu’à ce que l’offre
corresponde à la demande. Le prix de clôture est versé à toutes les capacités dont l’offre a
été retenue.
Si l’offre de capacité disponible se situe à gauche du point B, la courbe de demande est
conçue pour produire un prix qui incite à la construction de nouvelles capacités de
production. Au contraire, si la capacité offerte est excédentaire, le revenu diminue, ce qui
peut conduire à un retrait de capacités si elles n’arrivent pas à générer des revenus
additionnels par la vente d’énergie.
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Figure 2 : Courbes d’offre et de demande de capacité
24. Au terme de l’enchère, le GRT passe un contrat avec les détenteurs de capacités (de
production ou d’effacement) qui lui donne le droit de les mobiliser.
25. Un marché bilatéral permet ensuite aux producteurs de couvrir les risques liés à leurs
engagements et aux fournisseurs de couvrir le risque lié au coût de la capacité.
26. Des contrôles sont ensuite réalisés pour vérifier la disponibilité effective de la
capacité à la pointe (le contrôle de la production inclus le contrôle de la disponibilité globale
au cours de l’année, de la disponibilité à la pointe, du caractère réel de la capacité installée,
des arrêts planifiés ; le contrôle de l’effacement couvre le contrôle de la puissance effacée
client par client, de la capacité d’effacement).
27. Les revenus peuvent être partiellement ou totalement annulés par les pénalités.
Deux pénalités peuvent être imposées, l’une est fonction de la disponibilité générale de la
capacité durant l’année entière et l’autre sanctionne la non disponibilité pendant les périodes
de pointe.
29/67
Obligation du fournisseur
Le fournisseur connaît 36 heures à l’avance son obligation journalière de capacité.
Couverture des coûts
28. Le coût de contractualisation est réparti entre les fournisseurs au prorata de la
contribution de leurs clients à la pointe (obligation journalière de capacité x prix de la
capacité). Ceux-ci le répercutent ensuite sur leurs clients finaux.
Variantes
29. D’autres design de marché existent. PjM permet la réalisation d’une marge sur les
coûts variables et compense le missing money. ISO NE empêche la réalisation d’une marge
sur coûts variables sur le marché de l’énergie et rémunère la totalité des coûts fixes sur le
marché de la capacité.
Des règles supplémentaires ont été ajoutées sur certains marchés (plafonnement des prix
d’offre pour les capacités existantes, garantie de prix sur plusieurs années, besoins de
capacité différenciés par type,…) de façon à ce que le signal prix permette d’atteindre
l’objectif d’adéquation des moyens de production.
Avantages et inconvénients
30. Les sanctions pour non disponibilité constituent un frein au retrait stratégique
de capacités sur un energy only market.
31. Dans un marché avec acheteur unique, le fournisseur finance le dispositif mais
n’intervient pas sur le marché.
32. Il s’agit d’un mécanisme complexe et coûteux à mettre en place. Les frais
administratifs liés à l’établissement et à la surveillance d’un tel marché représentent des
30/67
coûts additionnels à couvrir par les clients. Cette complexité et ce coût peuvent constituer
une barrière à l’entrée pour de petits producteurs et fournisseurs. Ils constituent également
un frein à l’arrêt du système.
33. Le marché doit être accessible à des modes alternatifs tels que le stockage. Or, le
stockage est difficile à intégrer du fait que son coût sera rarement compétitif par rapport à de
nouveaux moyens de production.
34. En théorie, le coût de la capacité est partiellement compensé par la disparition de la
rente de rareté sur le marché de l’énergie. En pratique, d’une part, les plafonds de prix
imposés sur le marché de l’énergie prémunissent déjà les consommateurs de pics de prix
excessifs, d’autre part, l’interaction entre les deux marchés ne favorise pas la transparence.
35. Une mauvaise conception du marché de la capacité pourrait conduire à une
rémunération excessive de la capacité et une mauvaise estimation des besoins peut mener
à une surcapacité se traduisant par une hausse de la facture du client. Une sous capacité
peut également en résulter, ne garantissant donc pas l’adéquation des moyens de
production.
36. Le risque est également grand que certains acteurs soient en position d’influencer le
marché. En retirant des capacités du marché, ils seraient en mesure de faire grimper le prix
de la capacité (ce problème n’est que partiellement résolu par la construction d’une courbe
descendante de demande).
37. Le mécanisme d’enchère annuelle ne donne pas réellement une visibilité à long
terme.
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III. PAYS EN COURS DE REFLEXION EN
EUROPE
III.1 France12
38. Le mécanisme en projet est décrit aux paragraphes 15 à 20 ci-dessus. Il produirait
ses effets au plus tôt lors de l’hiver 2016-2017. Dès lors, pour faire face aux besoins
spécifiques identifiés pour l’hiver 2015-2016, un appel à projet pour de nouvelles capacités
électriques serait en principe lancé mi-2012.
39. Dans son avis sur le projet de décret, la CRE attire l’attention sur les points
suivants13:
- « A court terme, l’équilibre offre-demande du système électrique français ne
semble pas menacé. La mise en œuvre d’un mécanisme de capacité peut
toutefois être justifiée, dans une perspective de long terme, compte tenu de la
tendance structurelle à l’augmentation de la consommation à la pointe.
- Le mécanisme d’obligation de capacité a vocation à améliorer la rémunération
des moyens de pointe et tout particulièrement des effacements.
- L’introduction d’un mécanisme de capacité en France est susceptible d’avoir un
effet à la hausse sur les prix de détail de l’électricité.
- La CRE veillera à ce que le mécanisme de capacité n’ait pas d’effet défavorable
sur la concurrence.
- Un mécanisme d’obligation de capacité reste un dispositif complexe à mettre en
œuvre, avec des effets potentiellement importants sur le fonctionnement des
marchés.
12
RTE, Rapport au Ministre chargé de l’Industrie , de l’Energie et de l’Economie numérique sur la mis en place du mécanisme d’obligation de capacité prévu par la loi NOME, 1
er octobre 2011
http://www.developpement-durable.gouv.fr/IMG/pdf/Rapport_Mecanisme_de_capacite_light.pdf 13
Délibération de la CRE du 29 mars 2012 Mécanisme de capacité - Avis - Délibérations - Documents - CRE
32/67
- La bonne insertion de ce mécanisme dans le marché intégré nécessitera un
travail de coordination au niveau européen.
- Des modifications législatives seront indispensables afin d’assurer le bon
fonctionnement du mécanisme ».
40. L’autorité de la concurrence, dans son avis n°12-A-09 du 12 avril 2012 relatif au
projet de décret, émet également de sérieuses réserves quant à la mise en place d’un tel
mécanisme. Elle estime que ce dispositif va accroître la complexité du cadre réglementaire
et générer des coûts supplémentaires pour les consommateurs (que la CRE évalue à 200 à
500 millions EUR par an) sans qu’il soit démontré qu’il est nécessaire:
a) pour inciter l’investissement : d’une part, la théorie du missing money ne fait pas
consensus et, d’autre part, il existe d’autres raisons qui n’incitent pas les
fournisseurs alternatifs à investir dans des moyens de production : l’accès
insuffisant à une électricité de base aux mêmes conditions qu’EdF et le mode de
fixation des tarifs réglementés;
b) pour maîtriser la demande lors des périodes de fortes pointes. L’autorité de la
concurrence estime qu’il existe des moyens moins onéreux tels que, pour les
particuliers, l’abandon du chauffage électrique et le renforcement de l’isolation et,
pour les entreprises, la différenciation du tarif de transport entre heures pleines et
heures creuses.
Derniers développements
41. Le nouveau pouvoir politique a relancé le débat sur la transition énergétique. Le
dispositif de la loi NOME pourrait être suspendu et remplacé notamment par l’instauration de
tarifs progressifs pour le gaz et électricité. Le projet de création d’un marché de la
capacité pourrait être abandonné en raison de son impact sur le prix de l’électricité et
sur le renforcement du caractère spéculatif du marché qu’il pourrait engendrer.
33/67
III.2 Allemagne
Contexte
42. L’EnergieKonzept 2050 suggère d’examiner le besoin en réserves additionnelles et la
mise en place d’un marché de la capacité.
Le problème de la capacité de production ne se pose pas à moyen terme au niveau national.
Ce sont des problèmes de congestion dans le réseau de transport entre le nord (où se
concentre la production renouvelable) et le sud (où se concentrent les grandes industries)
qui mettent la sécurité d’approvisionnement du sud du pays en danger depuis l’arrêt d’unités
nucléaires et l’annonce faite par les Municipalités et les utilities de leur intention de mettre à
l’arrêt certaines de leurs centrales, principalement au gaz, jugées non rentables. Un plan
d’expansion du réseau de transport est prévu pour faire face aux déséquilibres régionaux
entre l’offre et la demande. En attendant sa réalisation, une réserve de capacité serait mise
en place pour faire face à des problèmes de congestion.
Selon la confédération BDEW (qui regroupe les industriels et utilities de l’eau et de l’énergie),
84 projets de centrales de plus de 20 MW totalisant 42 GW et représentant un
investissement total de 60 milliards EUR sont en projet. 69 de ces projets (36 GW) ont au
moins passé l’étape de la demande de permis. Toutefois, certains projets de centrales au
gaz sont en attente compte tenu de l’incertitude liée à leur nombre d’heures de
fonctionnement.
Dans un rapport de mai 2012, BundesNetzAgentur fait également remarquer que depuis la
libéralisation, 15 GW de capacités nouvelles ont été construites malgré la surcapacité, dont,
depuis 2007, principalement des unités TGV, sans qu’aucune subsidiation ait été nécessaire.
Marché de la capacité
43. Le Gouvernement allemand estime qu’il faudra, d’ici 2020, 10 GW de nouvelles
capacité de production thermique en plus des unités en construction pour assurer la sortie
du nucléaire et la transition vers une plus grande part d’énergie renouvelable dans le mix
34/67
énergétique. Il reste toutefois très réservé sur l’introduction d’un marché de la
capacité14.
Les principales utilities, RWE et E.on, sont réticentes à l’idée d’un marché de la capacité
estimant qu’un tel mécanisme n’est pas nécessaire avant plusieurs années et que l’initiative
devait être laissée aux entreprises.
Réserve
44. Dans un rapport de mai 2012, BundesNetzAgentur (BNetzA), le régulateur, estime
que des mesures législatives doivent être prises pour empêcher la fermeture des unités de
production conventionnelles, faute de quoi, dans le sud du pays, le besoin d’unités de
réserve s’accroîtra dans la même proportion. Des unités non rentables susceptibles d’être
intégrées dans la réserve ont été identifiées en Allemagne et en Autriche. La discussion
porte actuellement sur le mode de financement. Le Ministre de l’Economie considère que
les producteurs sont responsables de la fourniture d’une réserve, sans compensation
financière. Ces derniers estiment qu’ils doivent être indemnisés pour la totalité de leurs
coûts.
Il est prévu que les unités en réserve soient totalement mises à disposition du GRT.
BNetzA a évalué à 2.150 MW le montant de la réserve pour l’hiver prochain (dont 1.075 MW
en Autriche). Ce montant pourrait être revu à la hausse.
Dans une étude réalisée en juin 2012, Ecofys estime le coût d’une réserve de 4 GW entre
140 et 240 millions EUR par an, ce qui génèrerait une hausse du prix pour le client final de
0,1 cent par kWh.
Le gouvernement devrait soumettre un projet de loi à l’automne.
14
Argus Media, 23 avril 2012
35/67
III.3 Grande Bretagne
Contexte
45. Dans le cadre d’une importante réforme de son marché de l’énergie destiné à
atteindre l’objectif en matière de réduction des émissions, et pour faire face à la perte prévue
d’un cinquième de la capacité existante, le département britannique de l’énergie et du climat
(DECC) a fait part le 15 décembre 2011 de sa décision de se doter d’un cadre légal pour
établir un marché de la capacité en 2014.
Jusqu’à présent, le pays a disposé d’une confortable réserve d’unités TGV résultant du
« dash for gas » des années 1990. Des unités de production intermittentes (éolien) ou
moins flexibles (nucléaire) vont les remplacer. Les unités TGV vont donc moins fonctionner
et de façon plus irrégulière rendant leur rentabilité plus précaire. Or, le caractère intermittent
ou peu flexible de ces nouvelles unités rend indispensable la présence d’unités thermiques
de pointe ainsi que d’autres approches non liées à la production (effacement de la demande,
stockage).
Objectif
46. Le but du gouvernement est de se doter de moyens d’action si un manque de
capacités apparaissait (le scénario intermédiaire indique que cela ne devrait pas se produire
avant 2020).
47. Le système ne sera utilisé que si c’est nécessaire et si le rapport coût-efficacité est
positif (compromis entre fiabilité du système déterminée en fonction d’un critère prédéfini et
coût pour la collectivité). La première enchère pourrait avoir lieu à l’automne 2014 pour une
mise à disposition pour l’hiver 2018-2019.
36/67
Mode de fonctionnement
48. L’option retenue est le marché de la capacité de type capacity auction (cfr PjM))15.
La solution de la réserve de capacité a été écartée.
49. Une estimation de la demande de pointe sera réalisée par le GRT (National Grid),
Ofgem ainsi que par d’autres experts et sera communiquée au gouvernement.
50. Le gouvernement décidera du montant total de capacité nécessaire pour assurer la
sécurité d’approvisionnement (pointe + marge). Ce montant sera contracté via une enchère
centralisée organisée par le GRT. L’effacement de la demande ainsi que le stockage
pourront y participer. L’enchère aura lieu 4 à 5 ans avant l’année de livraison de la capacité
pour permettre aussi bien aux capacités existantes qu’aux nouvelles unités d’y participer ce
qui favorisera la liquidité et la compétition sur le marché (le délai pourrait être raccourci pour
la première enchère).
51. Dans la mesure où les subsides reçus par les RES suffisent pour soutenir
l’investissement, ils seront exclus du marché de la capacité.
52. Pour éviter que les projets d’investissement actuels soient postposés jusqu’à
l’instauration du marché de la capacité, les unités construites entre 2012 et la première
enchère seront traités de la même façon que les nouvelles capacités.
53. Les détenteurs de capacités ayant participé avec succès à l’enchère signeront un
capacity agreement. Pendant l’année/les années spécifiées dans le contrat, ils recevront un
flux de revenus prévisible pour couvrir les coûts de leur capacité. En retour, ils s’engageront
à fournir de l’électricité lorsque c’est nécessaire faute de quoi ils s’exposeront à des
pénalités.
15
DECC, Electricity market reform: capacity market – design and implementation update, 28 mars 2012
37/67
Coûts
54. Dans son analyse d’impact16, le DECC estime la valeur actualisée nette d’un marché
de la capacité à £-2.613 millions sur la période 2012-2030 par rapport à un energy only
market fonctionnant de façon optimale. Les coûts additionnels sont considérés comme une
assurance payée par les consommateurs contre les pics de prix et les blackouts.
55. Les coûts de la capacité seront répartis entre les fournisseurs d’électricité à partir de
l’année de mise à disposition des capacités, par exemple, en fonction de leur présence à la
pointe, de façon à les inciter à réduire leur part dans la pointe. Les pénalités leur seront
ristournées.
Le design définitif du marché devrait être connu fin 2013. Certains éléments du système
doivent encore faire l’objet d’études :
Interaction avec les services de balancing
56. Le marché de la capacité n’a pas pour but de contracter de la flexibilité, mais
d’assurer un volume adéquat de capacité totale. DECC compte sur le marché de
l’électricité pour envoyer les signaux de prix adéquats pour garantir le mix correct de
flexibilité pour assurer l’équilibre du système. La conception du marché de la capacité
prendra en compte l’interaction de celui-ci avec la fourniture des services de balancing.
Type d’enchère
57. L’enchère devra garantir à la fois que les revenus attribués sont suffisants
pour inciter les détenteurs de capacités à y participer et que les consommateurs ne
vont pas payer plus qu’il est nécessaire pour assurer la sécurité d’approvisionnement.
Différentes options vont être envisagées (« pay as bid », « descending clock »,…). La
question de savoir si les capacités existantes et nouvelles doivent être traitées de la
même façon déterminera partiellement le type d’enchère.
16
DECC, Impact assessment, 15/12/2011
38/67
Durée du capacity agreement
58. La durée du contrat et le traitement différencié ou non des capacités
existantes et nouvelles n’est pas encore tranché:
- d’une part, des contrats courts et uniformes (1 an par exemple) sont plus
facilement négociables et les consommateurs ne sont pas liés par des
contrats de long terme;
- d’autre part, des contrats plus longs permettent d’imputer les coûts sur une
plus longue période, ce qui peut réduire le coût du capital pour les
nouveaux investissements et éviter les à-coups sur le marché. L’option
retenue sera probablement de contracter pour 1 an avec les capacités
existantes et pour une plus longue période avec les capacités nouvelles ou
rénovées (de façon par exemple à leur garantir la couverture des coûts
fixes sur 5 ans).
Critères de pré-qualification
59. Les détenteurs de capacités devront remplir certaines exigences avant de
pouvoir participer à l’enchère. Ils devront démontrer leur capacité à être opérationnels
l’année de livraison de façon à réduire le risque d’attribuer des contrats à des
détenteurs qui seraient ensuite incapables de fournir la capacité nécessaire.
60. Des critères spécifiques seront élaborés pour les unités de production basées
en Grande-Bretagne, pour les capacités interconnectées et pour les non-generation
technologies telles que la réduction de la demande ou le stockage.
S’il est souhaitable d’intégrer les non-generation technologies dans le marché, une
série de questions se posent au sujet de la base à prendre en considération pour la
vérification.
39/67
Enchère secondaire et trading
61. Il est possible qu’une seconde enchère plus proche dans le temps du moment
de la fourniture soit organisée pour corriger les erreurs d’estimations.
62. L’intention est d’introduire un marché secondaire des contrats de capacités de
façon à permettre aux détenteurs de contrats de gérer leur exposition aux risques en
réduisant ou en augmentant leurs engagements.
Fourniture et pénalité
L’approche pour fixer la pénalité peut être administrative ou basée sur le marché.
63. Dans l’approche administrative, des règles fixent le type et le montant de la
pénalité. Elle a l’avantage d’être prévisible, mais présente l’inconvénient de nécessiter
plus de règles (volume à fournir par chaque détenteur, périodes pendant lesquelles le
détenteur devrait être disponible) et nécessite des contrôles physiques.
64. L’approche marché peut prendre la forme de la ‘reliability option’. Le contrat
de capacité oblige son détenteur à rembourser la différence entre le prix de l’électricité
sur un marché de référence et un prix prédéterminé (strike price). Le prix d’exercice
serait fixé à un niveau intermédiaire entre des conditions normales de marché et une
situation de manque de capacité (par exemple, £500/MWh) de façon à limiter
l’interférence du marché de la capacité avec le marché de l’électricité. Cela signifie
que les détenteurs de contrats de capacités sont fortement incités à être disponibles en
période de déficit et qu’en échange du coût de la capacité, les consommateurs ont la
garantie que le prix de marché ne dépassera pas le prix d’exercice.
Cette approche évite les contrôles administratifs, mais offre moins de garantie dans la
mesure où aucun contrôle ne serait réalisé pour s’assurer que le fournisseur de
capacité en détient en suffisance.
Elle peut également avoir plus d’impact sur la liquidité du marché forward étant donné
que les fournisseurs de capacités pourraient chercher à couvrir leur position sur le
marché de la capacité en vendant de l’électricité sur le marché de référence.
40/67
65. Le DECC, dans une analyse des synergies et des conflits d’intérêts potentiels
découlant du rôle clé attribué au GRT dans la mise en œuvre du mécanisme, relève que cela
accroîtra encore la complexité de la tâche du GRT et la dépendance du secteur de
l’électricité à la performance avec laquelle il va remplir sa mission.
III.4 Italie
66. En 2004, un système provisoire de rémunération de la capacité a été mis en place
dans un contexte de pénurie de moyens de production.
Les unités éligibles (retenues en fonction de leur fiabilité) reçoivent:
- une rémunération de base déterminée au préalable à partir d’une estimation de
l’offre et la demande à chaque heure du jour suivant;
- un complément si le prix moyen pondéré sur la bourse IPEX est inférieur de
maximum 20% au prix régulé et si l’unité de production est située dans une zone
caractérisée par de faibles prix (Enel par exemple ne reçoit pas ce paiement
additionnel).
Ces unités doivent être disponibles sur le marché day ahead en période de pointe ainsi que
certains jours critiques de l’année.
La compensation est déterminée à l’avance sur base des prévisions d’offre et de demande et
pas sur base des données réelles.
Le financement de la mesure est assuré par un prélèvement de 0,5 EUR/MWh.
En 2011, dans un contexte de surcapacité de production, le régulateur a proposé un
nouveau système qui serait mis en place en 2017. Il prévoit que chaque producteur offrant
des capacités de back up soit rémunéré par MW sur base d’un mécanisme de marché. Le
tarif incitatif serait payé par le GRT qui achèterait des options sur des capacités de
production jugées nécessaires à un horizon de 4 à 7 ans. Les premières enchères auraient
lieu en 2012, de façon à laisser cinq ans aux investisseurs pour construire les unités de
production.
41/67
III.5 Espagne
67. En période de crise économique, le nouveau gouvernement souhaite réduire le coût
de la rémunération de la capacité. Le régulateur CNE a lancé fin mai 2012 une consultation
dans le but d’établir un nouveau mécanisme.
68. Le nouveau mécanisme pourrait s’inspirer du marché de la réserve qui a débuté en
mai 2012. REE (Red Electrica Corporacion) publie chaque jour à 14h une prévision de
demande pour le lendemain. Les producteurs ont ensuite une demi-heure pour publier leurs
offres de capacité de réserve pour le lendemain (pour les heures jugées critiques). Les
offres les plus basses sont retenues. REE publie le prix marginal pour chaque créneau
horaire exprimé en EUR/MW. Si le pool fait appel à la réserve, le producteur obtient le prix
du pool plus une prime pour la disponibilité.
III.6 Pays-Bas
69. La vague de chaleur d’août 2003 a généré d’une part une augmentation de la
demande et, d’autre part, une réduction de la production suite à une limitation de la
disponibilité d’eau de refroidissement. Cela s’est traduit par des pics de prix sur le marché
et, a débouché en 2004 sur une discussion au sujet d’un marché de la capacité. Un
Strategisch Reserve Model a été mis en place, mais il n’a jamais été utilisé. Un monitoring
des moyens de production a d’abord été mis en place. Il a permis de conclure que la
sécurité d’approvisionnement avait augmenté et qu’il n’y avait donc pas lieu d’activer le
mécanisme de la réserve.
42/67
IV. ENSEIGNEMENTS TIRES DES EXEMPLES
ETRANGERS
IV.1 Résultats mitigés
70. Si un certain nombre de pays se sont dotés ou envisagent de se doter d’un
mécanisme de rémunération de la capacité, cette tendance doit toutefois être nuancée.
US PJM Le mécanisme a du être adapté à plusieurs reprises avant de produire des
résultats.
Espagne A réduit en 2012 les montants des paiements de capacité de 10% (pour
aider à réduire le déficit tarifaire).
France Avis négatifs de la CRE et de l’autorité de la concurrence.
Remise en cause de la loi NOME par le nouveau gouvernement.
Abandon possible du mécanisme au profit notamment de tarifs
progressifs.
Allemagne Pas de consensus politique pour l’instauration d’un marché de la capacité.
La constitution d’une réserve stratégique R4 est à l’étude.
Pays-Bas A opté pour une réserve stratégique R4, mais n’a pas estimé nécessaire
de la mettre en œuvre.
UK A abandonné le premier mécanisme mis en place.
Grande prudence dans l’élaboration d’un nouveau mécanisme qui ne sera
utilisé qu’en dernier recours.
Suède A pour but de sortir du système en 2020 pour en revenir à un energy only
market.
Italie Révision du système actuel.
43/67
IV.2 Insécurité régulatoire
71. Aucun de ces mécanismes ne peut garantir à 100% la sécurité d’approvisionnement.
En revanche, certains sont très complexes, longs à mettre en œuvre et engendrent des
coûts accrus pour le consommateur ainsi qu’une insécurité régulatoire liée aux ajustements
possibles et à la durée de fonctionnement.
44/67
V. TRANSPOSITION AU MARCHE BELGE
72. Le parc de production belge est confronté au défi de l’intégration d’une production
renouvelable intermittente croissante et au vieillissement de son parc de production. Si les
mesures proposées actuellement par le gouvernement, dont le rééchelonnement de la sortie
du nucléaire, peuvent garantir l’adéquation des moyens de production à moyen terme, le vrai
défi à relever est d’assurer cette adéquation à plus long terme tout en atteignant les objectifs
environnementaux pris au niveau européen en matière de production renouvelable et de
réduction des émissions de gaz à effet de serre et en maîtrisant l’évolution du prix de
l’électricité.
73. Il s’avère que le marché, dans sa structure actuelle, peine à concilier ces trois
objectifs : adéquation, environnement, prix. Dès lors, il convient de s’interroger sur les
mesures d’accompagnement à apporter pour faciliter la transition. Celles-ci sont limitées par
le cadre légal.
V.1 Dispositions légales
74. L’article 5 de la directive 2005/89/CE du Parlement et du Conseil du 18 janvier 2006
concernant des mesures visant à garantir la sécurité de l’approvisionnement en électricité et
les investissements dans les infrastructures préconise les mesures à prendre par les Etats
membres en vue d’assurer le maintient de l’équilibre entre l’offre et la demande :
« 1. Les États membres prennent les mesures appropriées pour maintenir
l’équilibre entre la demande d’électricité et la capacité de production disponible.
En particulier, les États membres:
a) sans préjudice des exigences spécifiques des petits systèmes isolés,
encouragent l’établissement d’un cadre pour le marché de gros
fournissant des signaux de prix appropriés pour la production et la
consommation;
b) exigent des gestionnaires des réseaux de transport qu’ils veillent à ce
qu’un niveau approprié de capacité de production de réserve soit
45/67
maintenu à des fins d’équilibrage et/ou qu’ils prennent des mesures
équivalentes fondées sur le marché.
2. Sans préjudice des articles 87 et 88 du traité, les États membres peuvent
également prendre des mesures additionnelles, notamment — mais pas
uniquement — les mesures suivantes:
a) des dispositions destinées à faciliter l’instauration de nouvelles
capacités de production et l’entrée de nouvelles entreprises de
production sur le marché;
b) la suppression des obstacles empêchant l’utilisation de contrats
interruptibles;
c) la suppression des obstacles empêchant la conclusion de contrats à
durée variable pour les producteurs et les consommateurs;
d) des mesures encourageant l’adoption de technologies de gestion de
la demande en temps réel telles que des systèmes de comptage faisant
appel à des technologies de pointe;
e) des mesures encourageant l’économie d’énergie;
f) des appels d’offres ou toute procédure équivalente en termes de
transparence et de non-discrimination, conformément à l’article 7,
paragraphe 1, de la directive 2003/54/CE.
3. Les États membres publient les mesures à prendre en vertu du présent article
et veillent à en assurer la diffusion la plus large possible. »
75. L’article 5, §4 de la loi électricité du 29 avril 1999 modifiée par la loi du 8 janvier 2012
(repris dans son intégralité en annexe 1) permet d’établir un mécanisme de rémunération
attribué lors de la construction d’installations de production et de faire supporter le coûts de
cette mesure aux clients finaux par l’intermédiaire d’une obligation de service public. Les
modalités pratiques de mise en œuvre sont encore à définir (depuis 2002).
46/67
76. Ces dispositions légales prévoient tant la constitution d’une réserve que la procédure
d’appel d’offre retenues dans le plan proposé par le secrétaire d’Etat à l’énergie le 27 juin
201217 (ci-après : plan Wathelet).
V.2 Modalités de mise en œuvre
77. Il convient d’attirer l’attention sur les possibilités de perturbation du marché de
l’énergie qu’un mécanisme de rémunération de la capacité peut engendrer :
- si sa conception est imparfaite, la création d’un marché de la capacité à côté du
marché de l’énergie peut créer des interférences néfastes entre ces deux
marchés et perturber le signal prix sur le marché de la commodity. Les coûts du
système peuvent alors excéder les bénéfices;
- il constitue un frein à l’intégration des marchés et une distorsion de concurrence
entre pays voisins si sa mise en œuvre n’est pas concertée au niveau européen.
La priorité doit donc être donnée à l’amélioration du fonctionnement des marchés intraday,
spot et forward au niveau européen.
V.2.1 Constitution d’une réserve stratégique R4
De ce point de vue, parmi tous les modèles présentés aux chapitres précédents, le
mécanisme de la réserve stratégique R4 est :
- relativement simple et rapide à mettre en place;
- le mécanisme qui perturbe le moins le fonctionnement du marché de l’énergie, à
la condition toutefois que la capacité soit bien dimensionnée et que son utilisation
soit exceptionnelle.
17
Le système électrique belge à la croisée des chemins : une nouvelle politique énergétique pour réussir la transition, 27 juin 2012.
47/67
Il n’apporte toutefois qu’une solution partielle au problème et n’est pas dénué de risques :
Il pourrait ne pas inciter au développement de nouvelles unités flexibles
- si le mécanisme est appliqué à un horizon d’un an, il permet de remédier
au problème d’un déficit de capacité identifié pour l’année suivante. Il
constitue un incitant pour les unités existantes les moins performantes à
rester une année de plus dans le parc. Il va donc favoriser l’extension
de la durée de vie des unités les moins performantes au détriment de
l’investissement dans de nouvelles unités de meilleur rendement ;
- pour éviter les menaces de fermetures abusives, le plan Wathelet propose
dans un premier temps de mettre l’unité aux enchères. Du point de vue
technique, la reprise d’une unité inconnue et en fin de vie présente de
grands risques qui se traduiront par des coûts d’exploitation plus élevés
pour le repreneur. Il est donc peu probable qu’une telle démarche
aboutisse si elle n’est pas couplée à une perspective d’investissement. En
effet, la véritable valeur d’une unité en fin de vie réside dans son site
d’exploitation. Les deux mesures proposées pourraient donc se combiner :
la mise en réserve ne doit être que temporaire et assortie d’un projet
d’investissement (subsidié ou non), faute de quoi la prolongation de la
durée de vie d’unités existantes immobilisera des sites de production et
constituera un frein supplémentaire à l’investissement.
Mal conçu, il pourrait perturber le fonctionnement du marché de la commodity
- contrairement aux réserves primaire, secondaire et tertiaire, si la réserve
stratégique R4 est introduite sur le marché day ahead, elle peut entrer en
compétition avec les autres capacités de production/d’effacement. La
formulation sur le marché day ahead d’offre (à un prix administré) revient à
placer un price cap sur le marché de la commodity. Si celui-ci est trop
faible, il réduit le prix de l’électricité en période de pointe et donc l’incitation
à investir dans des unités de pointe. En effet, plus le prix d’exercice sera
bas, plus la rente de rareté des autres unités de production sera faible.
Ceci entrainera la volonté de fermeture d’unités supplémentaires qu’il
faudra à leur tour intégrer dans la réserve pour maintenir le niveau de
capacité voulu (slippery slope). Un nombre croissant d’unités ne seront
48/67
alors plus gérées par le mécanisme de marché, mais rémunérées et
administrées par le gestionnaire de la réserve. Il en résultera un simple
déplacement de la capacité du marché vers la réserve ;
- de même, si recevoir un paiement de la capacité devient plus attractif que
rester sur le marché de la commodity, cela aboutira à un manque
d’investissement en dehors du mécanisme, signifiant que la taille de la
réserve devra progressivement s’accroître.
Son coût pourrait être accru par l’exercice d’un pouvoir de marché
- la réserve peut être constituée par appel d’offre. Dans ce cas, si les
capacités requises sont présentes en nombre limité, leurs détenteurs
disposeront d’un pouvoir de marché qu’ils pourront exercer.
Le choix du gouvernement porte sur une démarche négociée à l’issue de
laquelle la CREG devrait se prononcer sur le niveau de rémunération
accordé à l’unité placée en réserve. Elle serait constituée des coûts fixes
strictement liés à son maintient en activité, diminués de la différence entre
le prix d’activation prédéterminé et le prix marginal d’activation réel
(revenus issus des marchés de la commodity et du balancing), auxquels
serait ajoutée une marge équitable. Ce processus présente également des
risques de rémunération excédentaire. En effet, l’asymétrie d’information
sera importante entre le producteur et le régulateur. Si les coûts variables
de production (combustible, CO2) peuvent être estimés à partir des prix de
marché, ils peuvent toutefois s’éloigner sensiblement des coûts réellement
supportés par les producteurs (par exemple, actuellement une partie des
contrats d’approvisionnement à long terme de gaz sont indexés sur le
charbon). Les coûts fixes résultent principalement de coûts de transfert
internes et de règles d’imputation intra groupe. Seul l’accès à la
comptabilité analytique des producteurs (les unités de production y
constituent des centres de coûts) et aux règles d’imputation des coûts
permettrait d’appréhender la réalité des coûts. La CREG n’a, à ce jour,
jamais pu disposer de ces informations malgré des demandes répétées.
Prévoir une marge équitable ouvre également la porte à des négociations
ardues.
49/67
Il ne protège pas les consommateurs contre des pics de prix et représente un
coût additionnel pour les clients
Sur base des expériences étrangères, pour fonctionner correctement le mécanisme devrait
disposer d’un cadre légal fixant :
- la durée de vie du mécanisme (déterminé en fonction du moment auquel les RES
seront en mesure d’entrer sur le marché sans subside);
- le volume maximum de la réserve (une révision annuelle étant réalisée en
fonction du développement des nouveaux investissements);
- les règles d’activation:
o pour éviter les effets pervers décrits ci-dessus, le retrait total de la capacité
du marché (mise à disposition du GRT toute l’année) et son utilisation
exclusive sur les marchés day ahead et du balancing en tant que solution
de dernier recours semblent les plus opportunes ;
o le prix d’exercice de la réserve doit donc être supérieur au prix de la
dernière offre commerciale (et inférieur à la VoLL).
- les pénalités. Le GRT doit s’assurer de la disponibilité effective de la capacité et
des pénalités financières doivent être prévues en cas de défaut. Ces pénalités
doivent constituer un frein au retrait de capacité du marché. Leur produit devrait
être porté en déduction du coût de la mesure.
Il est important que les règles de fonctionnement du mécanisme soient transparentes et
stables.
Par ailleurs, une rémunération excédant la couverture des coûts (marge équitable) ne
semble pas justifiée dans la mesure où les unités susceptibles d’intégrer la réserve sont
totalement amorties, ne représentent plus aucune valeur économique pour leurs exploitants
et leur permet de postposer les coûts de démantèlement.
La répercussion du coût de la réserve devrait se faire en fonction de la présence à la pointe
des consommateurs.
50/67
L’intégration de capacités d’effacement supplémentaires devrait être favorisée. Elle pourrait
stimuler la réactivité de la demande et constituerait une alternative concurrentielle aux
capacités de production, susceptible de réduire le coût de la réserve. Si les modalités
d’activation de la réserve sont moins contraignantes que celles des services auxiliaires, de
nouveaux offreurs pourraient proposer leurs services. Elle ne doit toutefois pas retirer du
marché des services auxiliaires des capacités d’effacement compétitives.
La création de réserves conjointes entre pays limitrophes pourrait être examinée.
L’Allemagne a l’intention d’inclure des unités autrichiennes dans sa réserve stratégique R4.
Ceci est rendu possible parce que ces deux pays constituent une seule zone de réglage. Le
projet IGCC de mise en commun de l’activation des réserves secondaires en cours de
réalisation pourrait également être une source d’inspiration.
Le mécanisme est donc particulièrement adapté au maintient dans le parc d’unités
existantes dans le but d’une utilisation exceptionnelle (solution de dernier recours). Il n’est
en revanche pas idéal pour rémunérer le service de back up des RES dans la mesure où les
unités doivent être souvent utilisées.
Or l’activation régulière de la réserve , c’est-à-dire lorsque les prix n’atteignent pas des pics
importants, nécessiterait le retrait du marché de capacités plus importantes dont certaines
seraient susceptibles de se classer utilement dans le merit order, influençant à la hausse le
prix de l’électricité sur le marché day ahead.
L’utilisation de la réserve doit donc être exceptionnelle et considérée comme une mesure
transitoire, dans l’attente de la prise de relais par de nouveaux investissements disposant de
la flexibilité requise et dans l’attente de l’intégration des RES dans le marché.
Le plan Wathelet propose dès lors une seconde mesure destinée à inciter l’investissement
dans de nouvelles unités de production flexibles. Le comité ministériel restreint du 4 juillet
2012 a remplacé le mécanisme d’appel d’offre visant à favoriser la création de TGV proposé
initialement par un « mécanisme incitant à l’investissement dans des capacités nouvelles
permettant de garantir, après la fermeture des deux centrales nucléaires (de Doel), à la fois
la sécurité d’approvisionnement et le développement des énergies renouvelables, grâce à la
plus grande flexibilité de ces nouvelles capacités ».
51/67
V.2.2 Assurance contre le manque de rentabilité
La subsidiation comme moteur principal de l’investissement
78. La simple évocation de la mise en œuvre d’un mécanisme de rémunération de la
capacité, ou de toute autre forme de mécanisme de soutien peut rendre la mesure inévitable,
même dans un marché disposant de projets d’investissement en suffisance. Le débat à ce
sujet est en effet de nature à postposer les décisions d’investissement puisqu’il offre la
perspective de revenus supplémentaires.
79. De plus, la mise en œuvre de mesures d’incitation à l’investissement non concertées
au niveau européen présente un réel risque de surenchère.
Structure financière d’une TGV
80. La libéralisation du marché de l’électricité a rendu le contexte d’investissement plus
incertain. Les incertitudes portent tant sur le prix de vente que sur les quantités vendues.
Dans ce contexte, plus l’investissement est intensif en capital, plus le coût de couverture du
risque est grand.
Par rapport à la structure des coûts d’autres technologies de production fonctionnant en
baseload, les unités TGV se caractérisent par de faibles coûts fixes et des coûts variables
élevés, ce qui ne leur permet de se classer en ordre utile dans le merit order qu’en période
de semi base ou de semi pointe lorsque les prix de vente de l’électricité sur le marché day
ahead sont suffisants pour les couvrir.
Cette structure des coûts les rend particulièrement bien adaptées à une production
intermittente dans la mesure où les coûts que l’unité doit supporter à l’arrêt sont relativement
faibles.
Dès lors, l’arrêt complet des activités des unités TGV les plus récentes constaté
actuellement ne met pas forcément à mal leur rentabilité sur leur durée de vie.
Toutefois, puisqu’il s’agit d’unités appelées à fonctionner davantage de façon marginales,
leur rentabilité à long terme n’est assurée que si le prix de marché permet de dégager une
52/67
marge sur les coûts variables suffisante pour couvrir les coûts fixes18. Plus le nombre
d’heures de fonctionnement diminue, plus la marge dégagée sur les kWh vendus doit être
élevée pour couvrir les coûts fixes.
Les spot spreads sont employés pour évaluer cette marge. Il convient cependant d’utiliser
cette notion avec précaution. Le spread ne permet de calculer ni la rentabilité d’une unité de
production, ni la marge bénéficiaire résultant de la vente d’électricité sur le marché.
Signification du spark spread
81. Comme la CREG l’a exposé dans son étude (F)110203-CDC-1036 relative à
«l’analyse du concept des spreads», le clean spark spread, à savoir la différence entre le
prix de l’électricité, et ses coûts variables de production de court terme estimés (gaz et CO2),
ne constituent qu’une approximation grossière de la rentabilité à court terme des centrales
au gaz.
Par exemple, l’utilisation de rendements constants ne permet pas d’évaluer précisément la
rentabilité de chaque centrale et ceux-ci pourraient donc se trouver surévalués, voire sous-
évalués. En outre, les coûts marginaux considérés dans l’évaluation de ces spreads ne
contiennent pas l’ensemble des coûts marginaux, par exemple ceux liés au transport des
combustibles, ou aux O&M. Ce problème est exacerbé dès lors que l’on considère des
spreads dans le plus long terme.
De plus, les prix sur les bourses ne correspondent pas nécessairement au prix de vente du
gaz, qui peut être plus faible ou plus élevé à cause de contrats d’approvisionnement à long
terme. Il en va de même pour les prix d’achat des combustibles et des quotas de CO2. Par
exemple, tel que la CREG l’a mentionné dans son étude 116919, les deux principaux
producteurs belges d’électricité ont pu s’approvisionner en 2011, pour une partie de leur
production, via un contrat à long terme indexé sur le charbon sensiblement inférieur au prix
moyen des approvisionnements spot sur le HUB de Zeebrugge.
La rentabilité réelle d’une unité de production n’est donc connue que de son exploitant et
n’est pas divulguée.
18
Les unités infra marginales utilisent la rente infra marginale pour couvrir ces coûts 19
Etude (F)120628-CDC-1169 relative à la relation entre les coûts et les prix sur le marché belge du gaz naturel en 2011 du 28 juin 2012
53/67
82. Les spreads ne sont par ailleurs pas un indicateur de la rentabilité de la vente
d’électricité sur le marché. Un spread négatif ne signifie pas une vente à perte.
La majorité des ventes se font dans le cadre de contrats négociés un à trois ans à l’avance.
Lors de la signature de ces contrats, le producteur couvre sa position en achetant des
forwards de gaz et de CO2 de façon à sécuriser sa marge.
Entre l’achat de ses forwards et la veille de la fourniture, il peut se livrer à des opérations de
trading de façon à optimiser ses positions sur ces marchés et à générer, le cas échéant, un
supplément de marge.
Le spread n’intervient qu’en day ahead, au moment où il choisit le moyen le plus rentable
pour approvisionner son client. Il privilégie alors, soit l’unité de production disponible dont le
spread est le plus élevé, soit l’achat d’électricité sur le marché proposée par un producteur
(national ou étranger) dont les coûts de production sont plus faibles et la revente du gaz et
du CO2.
Pour illustrer le propos, la CREG a calculé le spark spread sur base des prix spot (graphique
1) et des prix forward de l’électricité, du gaz et du CO2 (graphique 2).
Graphique 1 : Illustration du calcul du clean spark spread d’une unité TGV sur la base des prix spot
de l’électricité, du gaz et du CO2
Source : CREG
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Clean Spark Spread Electrabel (Spot prices)
Clean Spark Spread
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Graphique 2 : Illustration du calcul du clean spark spread d’une unité TGV sur la base des prix
forward Y-1, Y-2 et Y-3 de l’électricité, du gaz et du CO220
Source : CREG
Les valeurs positives indiquent par exemple que les contrats de vente d’électricité conclus de
2008 à 2010 permettent de couvrir les coûts variables de production d’une TGV en 2011 et
de couvrir, du moins partiellement les coûts fixes.
Le faible taux de fonctionnement actuel des TGV s’explique donc par le fait que le
producteur dispose, en day ahead, de moyens moins coûteux d’approvisionnement en
électricité et/ou peut réaliser un arbitrage sur le marché du gaz.
Cette situation était déjà observée par le passé chez EdF -Luminus qui préférait la plupart du
temps acheter de l’électricité plutôt que de la produire à partir de ses centrales au gaz.
Le niveau de l’aide accordée doit être examiné dans ce contexte. Il serait paradoxal de
subsidier les moyens de production inutilisés de producteurs réalisant par ailleurs des
marges importantes sur leurs ventes.
20
Le prix ‘forward’ du gaz est obtenu en tenant compte d’un approvisionnement réalisé pour 90% à terme (contrat long terme et achats à terme) et pour 10% sur le marché spot. Le prix moyen des achats à terme est obtenu en posant l’hypothèse que la totalité du volume contracté à long terme est utilisé par les centrales et que le solde (rapport entre le volume ‘contrat long terme’ et volume total de gaz consommé par les centrales) est acheté sur le marché à terme (forward Y-3, Y-2 et Y-1). L’utilisation de 100% du volume ‘contrat long terme’ par les centrales est une hypothèse de travail qui n’est pas forcément conforme à la réalité. A ce propos, il convient de rappeler qu’à partir du 1
er
octobre 2012, le modèle entry-exit de transport de gaz donne au client l’accès aux places de marché, même si un point de livraison est spécifié dans le contrat. Par ailleurs, la répartition uniforme des volumes sur toutes les centrales est une hypothèse de travail prudente.
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CSS Fwd
CSS (0,38)
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Analyse de rentabilité sur la durée de vie du projet
83. Le plan Wathelet prévoyait d’offrir aux investisseurs un rendement annuel garanti ex-
post. Cette proposition n’est pas fondée sur le plan économique. La rentabilité d’un projet
d’investissement s’évalue sur la totalité de sa durée de vie (25 années d’exploitation au
minimum pour une TGV ; la plus ancienne unité TGV présente dans le parc belge a été
inaugurée en 1971).
L’investisseur privé, pour prendre sa décision, calcule le taux interne de rentabilité (IRR) du
projet considéré (taux d’actualisation équilibrant les dépenses et les recettes) et le compare
au taux de rentabilité qu’il attend de l’investissement. Différentes aides à l’investissement
sont possibles :
a) Couverture du missing money ou du coût complet du capital
84. L’objectif d’un mécanisme de rémunération de la capacité est de garantir la
rémunération de l’ensemble des coûts fixes (coût du capital et coûts fixes de
production) d’une centrale de pointe21.
Comme l’analyse du fonctionnement des marchés PjM et ISO-NE le montre, cet
objectif peut être atteint de deux manières différentes : soit en laissant le producteur
réaliser une marge sur ses coûts variable sur le marché de l’énergie et en ne
rémunérant que la valeur manquante sur le marché de la capacité (PjM), soit en
empêchant la réalisation d’une marge sur les coûts variables et en rémunérant
directement l’ensemble des coûts fixes sur le marché de la capacité (ISO-NE).
Un mécanisme de type PjM présente, en principe, l’avantage de n’avoir aucun impact
direct sur le marché de l’énergie. Toutefois, accorder une assurance contre le manque
de rentabilité peut inciter l’investisseur à agir de façon non optimale sur le marché.
Cela pourrait, par exemple, le conduire à formuler des offres à un prix inférieur à son
coût marginal avec pour conséquence la mise en difficulté d’autres unités de
production.
21
A titre d’exemple, Morgan Stanley Research dans une publication de juin 2012 estimait que le capacity payment requis actuellement pour justifier la construction d’une TGV de 750 MW s’élevait à environ 15 EUR/MWh, soit un subside annuel de 80 millions EUR au prix actuel de l’électricité et que, sur base des prix forward, le subside devrait couvrir la totalité du coût du capital.
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85. Dans chacun des cas, un mécanisme de contrôle des revenus et des coûts
doit être mis en place pour éviter une double rémunération de la capacité et une
augmentation injustifiée de la facture du client final.
Ce risque est bien réel dans la mesure où l’asymétrie d’information est importante
entre le producteur et le régulateur. Les producteurs refusent de divulguer ce
genre d’information. Or, ces éléments diffèrent d’une centrale à l’autre et d’un
exploitant à l’autre.
Exemple des aides à l’investissement accordées aux RES
Pour inciter à investir dans les RES, les Etats ont mis en place des mécanismes
assimilables à des PPA (power purchase agreement) qui garantissent aux
investisseurs d’écouler la totalité de leur production (must run) à un prix assurant le
retour sur investissement attendu. Si ces mécanismes ont prouvé leur efficacité en
termes d’investissements réalisés, ils se sont souvent avérés peu performants en
termes de maîtrise des coûts (rentabilité excessive des investissements).
A l’instar des réflexions menées en Grande-Bretagne pour soutenir l’investissement de
centrales nucléaires et de RES (Contrat for Differences - CfD) , le plan Wathelet
s’orienterait vers un mécanisme de compensation annuelle des revenus manquants
pour garantir la rentabilité voulue de l’investissement. A l’issue d’un appel d’offre, le(s)
projet(s) retenus seraient les moins-disant en termes de rendement exigé.
UK Contrat for Differences – CfD
Contexte
Ce mécanisme figure dans le projet de loi énergie de mai 2012. Il a pour but
d’apporter une amélioration au mécanisme des feed-in tariffs. Seraient éligibles tous
les moyens de production bas carbone (RES et nucléaire).
But
Stabiliser les revenus pour réduire le risque d’investissement et donc les coûts
financiers.
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Mécanisme
Un niveau de prix fixe (strike price) est garanti aux producteurs. Ils perçoivent le
revenu de la vente d’électricité sur le marché. Si le prix de référence du marché est
inférieur au strike price, ils reçoivent la différence. Dans le cas inverse, ils remboursent
la différence.
Le prix de référence serait :
- pour les unités de production intermittentes : le prix day ahead sur le marché
GB;
- pour les unités baseload : le prix year ahead.
Le strike price serait fixé, par technologie, en fonction d’une projection des coûts du
capital, du combustible (pour la biomasse) et des O&M par MWh (average levelised
cost).
Dans un premier temps, il serait fixé administrativement sur base d’avis d’experts. Les
investisseurs estimant que le prix est suffisant pour développer leur projet
soumissionneraient pour un CfD.
La durée serait de 15 ans pour les RES.
Le coût serait réparti entre les fournisseurs.
Principaux problèmes
- Manque de liquidité sur le marché forward pour fournir une référence. Pour y
remédier Ofgem envisage d’obliger les six principaux producteurs à y vendre
différents produits.
- Difficulté d’établir le strike price (des Lords ont suggéré un mécanisme
d’enchère).
- Variabilité du coût de la mesure pour la collectivité en fonction de l’évolution
du prix de marché.
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Nucléaire
Un processus identique serait mis en place sur base négociée.
86. Si ce mécanisme est approprié pour des unités must run, c'est-à-dire dont on sait que
le coût marginal de production est faible et dont on veut que la production soit maximale, il
n’est pas opportun pour des unités de semi base et de semi pointe qui ne doivent fonctionner
que quand c’est économiquement justifié. En effet, garantir la couverture des coûts fixes et
variables de production à ce type d’unité de production créerait des distorsions de
concurrence qui perturberaient les marchés de la commodity et des services auxiliaires.
b) Subsides en capital ou en intérêt
Les solutions classiques d’aide à l’investissement peuvent être envisagées telles que
la couverture d’une partie des charges d’intérêt. Une mesure de ce type était prévue
dans l’Energiewende en Allemagne. Un plan de financement pour un total d’environ
500 millions EUR avait été décidé dans la perspective de l’arrêt des centrales
nucléaires afin de prévenir une pénurie éventuelle de capacités de production. Le but
était de financer des projets éligibles à hauteur de 15% de l’investissement total. Ce
plan s’est avéré inefficace et a été supprimé en août 2012 parce qu’il risquait de ne pas
être conforme aux règles européennes en matière d’aides étatiques en faveur de ce
type d’investissement. L’Allemagne a toutefois maintenu un mécanisme de subside en
intérêts accordé aux Municipalités pour les aider à investir.
Dans un montage financier classique pour l’investissement d’une TGV, l’apport en
capital ne représente généralement pas plus de 15% du coût total du projet. La part de
fonds propres est d’autant plus faible que les garanties de remboursement des fonds
empruntés sont importantes. Une autre technique pour faciliter l’investissement
consiste, pendant la période de remboursement du prêt (ou une partie de cette
période), à garantir l’injection de fonds à hauteur d’un montant fixé à l’avance si les
revenus générés par l’unité sur les marchés de la commodity et du balancing s’avèrent
insuffisants pour faire face aux échéances de remboursement. Ce mécanisme n’est
toutefois pas non plus dénué de risques de distorsion de concurrence.
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Critères de performance, contrôle et sanctions
87. Toute aide à l’investissement doit être assortie de critères de performance en termes
de capacité, de disponibilité et de flexibilité ainsi que d’un contrôle strict et de sanctions
pécuniaires en cas d’indisponibilité injustifié ou de gestion inefficace de l’unité de production.
Le produit des pénalités devrait être porté en déduction du coût de la mesure.
Caractère transitoire
88. Comme le plan Wathelet le souligne, différentes causes sont à l’origine du manque
actuel de rentabilité des TGV : intermittence de la production renouvelable, trop grand
nombre d’unités must run, prix élevé du gaz par rapport au prix de l’électricité (dû à la
réduction de la demande suite à la crise économique, au faible coût marginal de production
des RES, au faible prix du charbon et des quotas d’émission).
Certains de ces facteurs sont liés à des mécanismes de marché (concurrence gaz / charbon,
faible demande et, dans une certaine mesure, faiblesse du prix des quotas). Il convient donc
de laisser le marché fonctionner. L’exploitation de shale gas aux Etats-Unis et en Europe,
l’intervention de la Commission européenne pour réduire le surplus de quotas d’émission sur
le marché pourraient par exemple rapidement rétablir la compétitivité du gaz par rapport au
charbon.
En revanche, les perturbations du marché de la commodity induites par la présence
croissante d’une production fatale des RES résultent de dispositions réglementaires. Il est
donc justifié d’y apporter des mesures correctives.
L’intégration des RES dans le marché doit être un objectif clairement défini dans l’évolution
des politiques de soutien dont ils bénéficient. Celui-ci ne pourra toutefois être atteint qu’à
moyen terme. Nous nous situons donc dans une phase transitoire au cours de laquelle,
l’intermittence de la production des RES doit être neutralisée par un service de back up.
Le besoin de ce service diminuera au fur et à mesure de l’introduction des RES dans le
marché et du développement de solutions de stockage.
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89. La mesure doit avoir une durée limitée. Elle ne pourrait se justifier que de façon
transitoire dans l’attente :
- de mesures d’atténuation de l’impact de l’intermittence de la production
des RES et de leur intégration dans le marché
Il est habituellement considéré que le caractère aléatoire de la production des
RES ne permet pas de les intégrer dans les capacités de production disponibles
en période de pointe de consommation, ce qui nécessite de disposer de
capacités équivalentes de production thermique dans le but de pouvoir couvrir
l’offre de pointe. La gestion de l’intermittence permettrait d’intégrer une partie de
la capacité intermittente dans les capacités disponibles pour la couverture de la
pointe.
L’intermittence peut être atténuée de plusieurs façons:
- en diversifiant le parc de façon à obtenir le plus grand foisonnement
possible de la production renouvelable (possibilité limitée en Belgique);
- en développant le stockage de l’électricité pour apporter une solution à la
dissociation temporelle entre la production et la consommation. Le
stockage sous forme hydroélectrique étant très limité au niveau national,
cette solution doit être envisagée au niveau européen. Le potentiel
d’’autres modes de stockage doit également être investigués (celui des
unités frigorifiques par exemple);
- en interconnectant les parcs éoliens off-shore au niveau européen (en
projet);
- en intégrant progressivement les RES dans le marché par l’intermédiaire
des nominations day ahead de façon à leur faire supporter, du moins
partiellement, le coût des déséquilibres qu’ils engendrent. Ceci n’apporte
pas la solution au problème de la fiabilité de leur présence à la pointe, mais
les inciterait à mieux anticiper leur production à court terme et à tenir
compte de la demande.
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- du développement des marchés à terme
Dans un marché très interconnecté et disposant d’une bourse bien développée,
des stratégies de hedging à long terme devraient pouvoir se développer pour
couvrir le risque d’investissement. Des initiatives ont été prises en ce sens en
Allemagne (cotation de forwards à 6 ans) et sont en projet en Grande-Bretagne
(participation obligatoire des principaux producteurs au marché pour en
augmenter la liquidité).
Stabilité et ouverture aux nouveaux entrants
90. Le mécanisme doit être conçu pour permettre à un nouvel entrant de concourir
utilement de façon à ne pas privilégier les acteurs historiques et constituer une entrave
supplémentaire à la concurrence en Belgique.
Il doit être stable dans le temps, faute de quoi le risque régulatoire sera important et réduira
sensiblement l’impact de la mesure.
Risque d’interférence avec le mécanisme de la réserve stratégique R4
91. Les deux mécanismes poursuivent des buts différents. La constitution d’une réserve
stratégique R4 vise le maintient à disposition d’unités non rentables retirées du marché alors
que l’aide à l’investissement concerne des unités qui doivent fonctionner dans le marché.
Les deux mesures, au lieu de se renforcer, peuvent agir en sens contraire : la mise en
service d’unités TGV performantes risque d’inciter le déclassement d’autres unités moins
rentables en fin de vie et, dès lors, leur intégration dans la réserve nécessaire pour maintenir
le niveau de capacité requis, ce qui aboutira à rémunérer plus de capacité par l’intermédiaire
de ce mécanisme. La généralisation des mécanismes de soutien remettrait en question le
marché libéralisé.
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Mesures complémentaires de court terme
92. Dans le but de limiter autant que possible le recours à un mécanisme de
rémunération de la capacité, processus complexe à mettre en œuvre dont les risques
d’effets pervers ne sont pas négligeables, une réflexion doit être menée sur les solutions
alternatives plus en adéquation avec les objectifs environnementaux et de marché.
a) Mesures destinées à promouvoir d’autres modes d’adéquation
93. Le mécanisme d’appel d’offre proposé initialement dans le plan Wathelet visait
exclusivement les moyens de production de type TGV, or, en termes d’adéquation, le type
de capacité (tout moyen de production, d’effacement, d’interconnexion et de stockage) est
indifférent. C’est la probabilité de sa présence en période de pic de consommation qui
compte.
A terme, ces moyens devraient pouvoir être mis en compétition pour garantir la sécurité
d’approvisionnement au moindre coût (cfr marché PjM).
Il conviendrait de procéder à une analyse coût-bénéfice d’autres investissements offrant un
même niveau de fiabilité:
A court terme :
- promotion de l’effacement de la demande. A cette fin, il conviendrait d’aider les
clients industriels à identifier leur potentiel d’effacement et de rémunérer le
service de façon adéquate (rémunération fixe pour la puissance susceptible
d’être effacée et rémunération variable fonction de l’énergie non consommée).
Les responsables d’équilibre pourraient porter cette capacité en déduction de
leur nomination day ahead. Il s’agit d’une puissance flexible, mobilisable
rapidement et dont le coût marginal devrait être faible;
- meilleure utilisation des capacités d’interconnexion existantes22.
22
Cfr étude de la CREG (F)111208-CDC-1129 relative à la relation entre la capacité d'interconnexion physique et commerciale aux frontières électriques belges
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A plus long terme :
- efficacité énergétique;
- investissement dans des capacités d’interconnexion avec des pays disposant de
capacités flexibles (selon certaines estimations, les réservoirs hydrauliques de la
Norvège pourraient fournir 28 GW de capacité flexible au continent, si les
capacités d’interconnexion n’étaient pas contraintes). A cet égard, il convient de
souligner le risque de conflit d’intérêt auquel le GRT peut être confronté;
- investissements pour augmenter la flexibilité du parc de production;
- investissements pour augmenter la capacité de stockage (unités de pompage-
turbinage,…).
b) Amélioration du climat d’investissement
94. Le dispositif d’aide à l’investissement précité peut favoriser la décision
d’investissement, mais ne garantira jamais à lui seul l’investissement effectif. Ce sont un
ensemble de mesures qui doivent être prises.
Les investissements peuvent être favorisés par des mesures très concrètes telles:
- la mise en place d’un monitoring permanent, à long terme de la sécurité
d’approvisionnement;
- la clarification de la politique énergétique du pays à moyen terme (et sa stabilité);
- la simplification et l’accélération de l’octroi des permis (permis unique);
- la mise à disposition de sites adéquats, disposant de facilités de raccordement
aux réseaux de transport.
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VI. CONCLUSION
95. Compte tenu des risques de perturbation du marché de l’énergie qu’ils représentent,
la mise en place de mécanismes de rémunération de la capacité ne doit être envisagée
qu’en dernier recours, après avoir mis en œuvre toutes les améliorations possibles du
fonctionnement du marché.
96. Le recours à de tels mécanismes doit être envisagé de façon transitoire, et doit être
réversible.
97. Ils constituent un frein à l’intégration des marchés et une distorsion de concurrence
entre pays voisins si leur mise en œuvre n’est pas concertée au niveau européen.
Pour la Commission de Régulation de l’Électricité et du Gaz :
Guido Camps François Possemiers
Directeur Président du Comité de direction
65/67
ANNEXE 1 – Dispositions légales
L’article 3, 6° de la loi électricité dispose que l’étude prospective analyse l’opportunité de
recourir à une procédure d’appel d’offre.
L’article 5 en précise les modalités.
Art. 5.<L 2005-06-01/32, art. 5, 010; En vigueur : 24-06-2005>
§ 1er. Sans préjudice des dispositions visées à l'article 21, alinéa 1er, 1° et 2°, le ministre
peut recourir à la procédure d'appel d'offres pour l'établissement de nouvelles installations de
production d'électricité lorsque la sécurité d'approvisionnement n'est pas suffisamment
assurée par :
1° la capacité de production en construction; ou
2° les mesures d'efficacité énergétique; ou
3° la gestion de la demande.
L'appel d'offres doit prendre en considération les offres de fourniture d'électricité garanties à
long terme qui émanent d'installations de production d'électricité existantes, pour autant
qu'elles permettent de couvrir les besoins supplémentaires.
§ 2. Le ministre motive le recours à la procédure d'appel d'offres en tenant notamment
compte des critères suivants :
1° [1 l'inadéquation entre le parc de production et l'évolution de la demande
d'électricité à moyen et à long terme, compte tenu de l'étude prospective et
particulièrement des engagements de la Belgique en matière de réduction des
émissions de gaz à effet de serre et de production d'énergie à partir de sources
renouvelables;]1
2° les investissements destinés à accroître la capacité de production, sans
préjudicier aux investissements d'efficacité énergétique;
3° les obligations de service public visées à l'article 21.
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§ 3. L'avis du gestionnaire du réseau en ce qui concerne la dimension du parc de production
et l'incidence des importations est demandé préalablement au lancement de la procédure
d'appel d'offres.
§ 4. Le Roi déterminera [1 , après avis de la commission,]1 les modalités de la procédure
d'appel d'offres en veillant à assurer :
1° une mise en concurrence effective par appel d'offres;
2° la transparence de la procédure, en particulier des spécifications techniques et
des critères d'attribution de l'appel d'offres;
3° l'égalité de traitement de l'ensemble des candidats répondant à l'appel d'offres.
[1 4° le respect pour les dossiers d'appel d'offre remis par les soumissionnaires des
critères fixés par l'article 4 et ses arrêtés d'exécution.]1
Le cahier des charges [1 établi par la Direction générale de l'Energie]1 peut contenir des
incitations pour favoriser la construction d'installations de production d'électricité faisant
l'objet de l'appel d'offres.
Conformément à l'article 21, le Roi peut déterminer, par arrêté délibéré en Conseil des
Ministres, des obligations de service public permettant le financement des incitations visées
ci-avant.
[1 § 4bis. Les modalités de la procédure d'appel d'offres font l'objet d'une publication au
Journal officiel de l'Union européenne au moins six mois avant la date de clôture de l'appel
d'offres.
Le cahier des charges est mis à la disposition de toute entreprise intéressée, établie sur le
territoire d'un Etat membre de l'Union européenne, de sorte que celle-ci puisse disposer d'un
délai suffisant pour présenter une offre.
En vue de garantir la transparence et la non-discrimination, le cahier des charges contient la
description détaillée des spécifications du marché et de la procédure à suivre par tous les
soumissionnaires et l'attribution du marché, y compris les incitations.]1
§ 5. [1 Après avoir recueilli l'avis des autorités consultées en exécution de la procédure de
l'article 4, le ministre désigne, sur la base des critères visés à l'article 4, § 2, le ou les
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candidats retenus à la suite de l'appel d'offres. Cette désignation vaut autorisation
individuelle de production d'électricité au sens de l'article 4.]1
[1 § 6. La Direction générale de l'Energie est responsable de l'organisation, du suivi et du
contrôle de la procédure d'appel d'offres visée aux § § 1er à 5. Dans ce cadre, la Direction
générale de l'Energie prend toutes les mesures nécessaires pour que la confidentialité de
l'information contenue dans les offres soit garantie.]1
----------
(1) < L 2012-01-08/02, art. 6, 026; En vigueur: 21-01-2012 >
