⚡ Pourquoi fixer le prix sur la centrale la plus chère ? Comprendre le modèle

Pourquoi le marché spot fixe-t-il le prix sur le coût variable de la centrale la plus chère plutôt que sur les coûts fixes ou une moyenne pondérée de tous les coûts?

• Classer les centrales par ordre croissant de coût variable pour optimiser la production d'électricité • Fixer un prix unique qui incite toutes les centrales nécessaires à produire

Le mécanisme de marché doit d'abord trier les centrales de la moins chère à la plus chère en termes de coût variable, car les coûts fixes sont déjà engagés.

Il existe plusieurs méthodes possibles : le pay-as-bid où chaque centrale est payée à son coût déclaré, ou le système actuel du pay-as-clear où une unique centrale marginale détermine le prix pour tous.

Chaque centrale est payée au niveau du coût qu'elle déclare. Les centrales nucléaires reçoivent 10 euros, les barrages 50 euros, les centrales à fuel 150 euros, jusqu'à la dernière centrale à gaz à 850 euros.

• Les fournisseurs paient un prix unique moyen • Chaque producteur reçoit un prix différent selon sa technologie • Risque d'incitation au mensonge sur les coûts déclarés

Avec trois technologies, la technologie A coûte 10 euros et produit beaucoup, tandis que B et C produisent moins cher entre 100 et 150 euros. La vraie concurrence se joue entre B et C, pas avec A.

Aucun système ne résout complètement le problème des coûts fixes, qui ne sont pas intégrés à la tarification marginaliste.

Une entité centralisée collecte les vrais coûts de chaque centrale, classe les centrales par coût variable, et calcule un prix moyen en tenant compte des coûts fixes pour tous.

• Optimisation parfaite du coût moyen de production • Rémunération équitable de chaque centrale selon ses coûts réels • Stabilité des prix pour les consommateurs

Nécessite des audits constants pour vérifier l'honnêteté des coûts déclarés. Sans marché et sans concurrence, personne n'est incité par la poursuite du gain à réduire les coûts ou à éviter la corruption.

La France a choisi le marché plutôt que le monopole, ce qui était une décision idéologique plutôt que technique, basée sur la croyance que le marché autorégule mieux.

Marcel Boiteux a développé un modèle mathématique montrant que si le parc électrique est optimisé en coûts et si la demande correspond pile à la demande optimale, alors le prix fixé au coût marginal permet de rembourser tous les coûts.

• Coût fixe = construction, salaires, intérêts, dividendes des actionnaires • Coût variable = prix du combustible multiplié par les heures de fonctionnement • L'équation dépend fortement du nombre d'heures d'utilisation annuelle

Selon les coûts et les heures de fonctionnement, on choisit entre effacement, gaz, ou nucléaire. À 20 heures par an, l'effacement devient plus cher que le gaz. À 6000 heures par an, le nucléaire devient plus cher que le gaz.

Le modèle suppose une information parfaite sur l'avenir et que les centrales peuvent se construire et se déconstruire rapidement, ce qui est totalement irréaliste.

Pour la demande de 2020, on construit 44241 MW de nucléaire à 300000 euros par MW, et 36419 MW de gaz à 60000 euros par MW. Ces choix dépendent des seuils d'heures d'utilisation calculés précédemment.

• Quand la demande dépasse 80 GW : prix 3000 euros (effacement marginal) • Entre 44 et 80 GW : prix 50 euros (gaz marginal) • Sous 44 GW : prix 10 euros (nucléaire marginal)

Le prix moyen payé sur l'année est de 51,13 euros par MWh alors que le coût total de production (coûts fixes + coûts variables) est de 51,31 euros par MWh. L'écart n'est que de 0,13%.

Ce résultat provient du théorème de la firme : quand le coût moyen total est au minimum, il égale le coût marginal. La courbe en U du coût total moyen atteint son minimum précisément à la demande de 2020.

Si on ajoute une unité supplémentaire de demande, le coût marginal (coûts variables en plus) détermine si le coût moyen total baisse ou monte. Ils sont égaux au point du minimum de la courbe en U.

• À gauche du minimum : coûts fixes dominants, beaucoup de demande supplémentaire baisse le coût moyen • Au minimum : coût marginal = coût moyen • À droite du minimum : coûts variables dominent avec effacement à 3000 euros, demande supplémentaire augmente le coût moyen

Quand le coût marginal moyen atteint 51,13 euros (à la demande optimale de 2020), c'est exactement le prix moyen que paient les consommateurs. Cette égalité ne survient que si le parc est pile optimisé.

Si on change la demande de 2020 à 2019, le coût moyen passe à 53,23 euros mais le prix marginal monte à 110,60 euros. Le système n'équilibre plus du tout.

Un parc électrique se construit sur 5 à 10 ans et fonctionne pendant 20 à 40 ans. On ne peut pas l'adapter rapidement quand les prix du gaz ou la demande changent, contrairement à ce que suppose le modèle.

• Le modèle suppose qu'on connaît l'avenir des prix de combustibles sur des décennies • On suppose connaître l'évolution des taux d'intérêt, des salaires, et de la météo • On suppose anticiper correctement la demande d'électricité future

Les coûts variables changent quotidiennement sur les marchés financiers. Les coûts fixes sont figés pendant des décennies. Ces deux horizons temporels radicalement différents rendent le modèle inapplicable.

Le modèle de Boiteux est valide sur le papier théorique, mais n'a aucun sens dans la réalité. La tarification au coût marginal ne peut rembourser les coûts que si le parc se reconstruit continuellement, ce qui est impossible.

Le modèle était conçu pour un monopole public, pas pour de la concurrence. L'objectif était de donner au monopole des incitations de gestion du parc, pas de créer un système de prix flottants.

• Si le coût marginal > coût moyen, le parc est trop petit, faut construire plus • Si le coût marginal < coût moyen, le parc est trop grand • Cet indicateur guide les décisions d'expansion ou de réduction du parc

Quand Boiteux a développé son modèle, les prix des combustibles étaient négociés via des accords internationaux entre États, bien plus stables qu'aujourd'hui avec les marchés financiers.

L'Europe a pris le modèle théorique et l'a transformé en marché de concurrence avec prix flottants quotidiens, ce qui dénature complètement l'intention originale et crée l'inefficacité observée.

Le marché spot ne génère pas assez de revenus pour que les centrales de pointe récupèrent leurs coûts fixes. C'est le problème de la missing money : une centrale à gaz appelée en dernier peu de fois par an ne peut vivre de la seule vente de son électricité.

• Depuis 2017, RTE anticipe les journées de pics de consommation (environ 15 jours en hiver) • Les producteurs doivent certifier la puissance disponible pendant ces pics • L'effacement peut aussi être certifié comme capacité disponible • Des enchères fixent un prix pour cette puissance, supposé couvrir les coûts fixes

• Prix des capacités +85% entre 2018 et 2019 • Prix +135% entre 2020 et 2021 • Prix -40% entre 2021 et 2022 • Cette volatilité n'offre pas assez de visibilité pour investir

Même le marché de capacité ne génère pas assez de revenus. La centrale à gaz de Landivisone a demandé une garantie de 94000 euros par MW sur 20 ans pour être construite, bien plus que les prix de marché.

Depuis 2020, l'État lance des appels d'offres de long terme proposant des prix garantis pendant 7 ans pour les technologies bas-carbone émettant moins de 200 kg CO2 par MWh.

• 2020-2026 : 20000 euros/MW proposé, aucun projet accepté car tous demandaient 35-60000 euros • 2021-2027 et 2022-2028 : 30000 euros/MW, certains projets sélectionnés • Cela indique que le prix d'équilibre du marché de capacité devrait être autour de 30000 euros/MW

Les centrales à gaz sont exclues car elles émettent ~330 kg CO2 par MWh, dépassant le seuil de 200 kg. Seul le stockage par batterie et l'effacement sont éligibles aux AOLT.

Le prix de l'électricité sur tous les marchés (spot, à terme, contrats OTC, marché de capacité) ne donne aucun signal d'investissement fiable. Les centrales se construisent uniquement sur intervention de l'État avec subventions.

• Marché spot avec prix marginaliste fluctuant quotidiennement • Marché à terme pour se protéger de la volatilité du spot • Contrats OTC négociés de gré à gré entre acteurs • Marché de capacité pour rémunérer les coûts fixes • AOLT pour donner plus de visibilité aux investisseurs • Subventions directes pour les renouvelables et capacités critiques

Cette accumulation de mécanismes rend le système tellement complexe qu'il est quasi impossible à auditer. On ne sait pas qui profite vraiment du système ni si les marges des fournisseurs sont justifiées.

On sait aujourd'hui que le choix du marché n'était pas techniquement supérieur au monopole. Un monopole supervisé aurait pu atteindre une optimisation comparable, peut-être même meilleure pour les coûts.

Le système actuel est un patchwork de rustines ajoutées à mesure qu'on découvrait les problèmes du modèle. Techniquement plus complexe qu'un monopole, il ne résout ni les problèmes de coût fixe, ni ceux de volatilité, ni les signaux d'investissement.