Qu'est-ce que la courbe de préséance économique?
Définition
Les marchés de l’électricité sont opérés par un intermédiaire auquel les producteurs et les consommateurs soumettent leurs offres. En Belgique, l’entité intermédiaire pour les marchés day-ahead et intraday est EPEX SPOT Belgium. Comme expliqué dans la section sur les marchés de l’électricité, le marché day-ahead est une bourse de l’électricité, tandis que le marché intraday est un marché de gré à gré organisé. Le mécanisme qui détermine le prix de compensation et les volumes dans une bourse de l’électricité est basé sur la courbe de préséance économique.
La préséance économique comme base du mécanisme à l’œuvre sur le marché day-ahead
Pour chaque période prédéfinie de 1 heure, les offres de production sont regroupées pour former une courbe d’offre unique. Comme les offres sont classées en fonction d’un prix croissant, cette courbe est désignée comme la courbe de préséance économique. Les énergies renouvelables ont un coût marginal très faible (le soleil et le vent sont gratuits) et se trouvent au bas de la courbe. Le nucléaire se caractérise lui aussi par un faible coût d’exploitation et suit donc les énergies renouvelables dans le classement. En présence de prix faibles (ou non existants) pour les permis carbone, les coûts d’exploitation d’une centrale au charbon sont généralement plus faibles que ceux d’une centrale à gaz à cycle combiné (CCGT, aussi appelée centrale TGV). Les unités de pointe, dont la mission est d’absorber les pics exceptionnels de la demande (par exemple lors d’une journée d’hiver particulièrement froide), sont souvent alimentées au diesel ou à l’essence, ce qui se traduit par les coûts d’exploitation les plus élevés. La figure ci-dessous illustre la courbe de préséance économique.
Faire partie du VPP
L’opérateur du marché regroupe également les demandes pour constituer la courbe de demande. L’intersection des courbes de l’offre et de la demande détermine le prix de compensation et le volume de compensation. Tous les producteurs participant au marché obtiendront ce prix de compensation pour l’électricité qu’ils injectent dans le réseau. De la même manière, les participants au marché qui prélèvent de l’électricité paieront tous ce même prix de compensation.
En observant la courbe de préséance économique, on remarque qu’une hausse des offres d’énergie renouvelable comprimera le prix de compensation (pour la même courbe de demande) et repoussera les unités plus chères en dehors du marché. C’est la raison pour laquelle les prix du marché de gros par exemple en Allemagne ont fortement baissé depuis le début de l’Energiewende (la transition énergétique). En Belgique également, les prix de gros diminuent depuis quelques années. Cela ne se reflète pas systématiquement dans une baisse des factures d’électricité pour le consommateur final car la composante énergie ne représente qu’un tiers de la facture. Les impôts, taxes et frais de distribution composent les deux tiers restants.
On note également que l’installation électrique qui permet d’équilibrer le marché reçoit son coût marginal, tandis que pour les autres unités, le prix de compensation est supérieur aux coûts d’exploitation. La différence entre le prix de compensation et le coût marginal est appelée la rente inframarginale. Les rentes inframarginales sont nécessaires pour récupérer les frais de production fixes. La technologie ne sera intéressante pour les investisseurs que si le prix de compensation du marché est la plupart du temps supérieur à la somme du coût marginal et des coûts fixes. Les investissements dans la capacité de production revêtent une importance capitale pour la sécurité de l’approvisionnement. Pour réduire les risques d’investissement dans la capacité de production, les opérateurs de réseau peuvent mettre en œuvre des mécanismes spécifiques liés à la capacité. Ils sont abordés dans cet article. Cet aspect est détaillé ici lien vers l’article sur les mécanismes liés à la capacité .
