⚡ Comprendre la bourse de l'électricité : Le marché SPOT

Les centrales vendent de l'électricité à l'avance sans savoir si elles devront produire, car le marché SPOT ne fonctionne que J-1 et ne s'est pas encore exécuté.

• Résoudre un problème d'optimisation: la production doit égaler la demande et le coût doit être minimisé • Utiliser le merit order pour sélectionner les centrales du moins cher au plus cher • Créer le meilleur plan de bataille pour répondre à la demande prévue au moindre coût

Exemple sur la France uniquement pour la tranche 9h-10h d'une journée de fin août, excluant les interconnexions avec l'étranger.

• Puissance nécessaire estimée autour de 55-60 GW à maintenir pendant une heure • Tous les acteurs connaissent la saison, la météo et la consommation de la veille • La demande totale estimée provient de la somme des estimations des fournisseurs

28 GW de puissance installée en France pour le solaire et l'éolien, mais les prévisions météo n'en activent que 3 GW pour cette tranche horaire.

Le coût variable est de 0€ car le soleil brille et le vent souffle d'eux-mêmes sans carburant.

• Construction et installation des parcs • Entretien et raccordement au réseau • Démantèlement et recyclage futurs • Coûts financiers avec emprunts et retour sur investissement attendu

Entre 40 et 80 euros du MWh selon les hypothèses, pouvant atteindre 100€ pour les éoliennes offshore.

• Centrales au fil de l'eau: production variable avec les débits, non pilotables • Centrales avec barrage: moyens de production pilotables via les réservoirs

Décision complexe de savoir s'il faut ouvrir les vannes maintenant ou garder l'eau pour les pics de demande, les sécheresses agricoles ou les besoins des loisirs.

Ouvrir une vanne maintenant ne coûte rien, mais cela coûtera peut-être cher demain si le réservoir manque d'eau, ce qui nécessite des modèles complexes.

ENGIE gère 20% de l'hydroélectrique en France via un actionnariat privé majoritaire, ce qui soulève des questions stratégiques sur la gestion des barrages.

• 61 GW de puissance installée en France • Coût variable autour de 10€ du MWh • Conçu pour la production de base, pas pour la modulation fine • Le parc produit de façon assez stable avec peu de variations

Le nucléaire n'est pas utilisé pour la dentelle (ajustements fins). L'hydraulique accélère de 176% en 30 minutes, le gaz de 62%, mais le nucléaire ne fait que +6,5% en 30 minutes.

EDF propose seulement 29 GW comme disponible au lieu des 61 GW installés pour éviter d'être obligée d'accélérer ou ralentir ses réacteurs et endommager les installations.

Le nucléaire est très surveillé car les producteurs pourraient sinon manipuler le marché en prétendant que certaines centrales pas chères ne fonctionnent pas, comme Enron l'a fait aux États-Unis.

• Turbines à combustion (TAC): démarrage rapide, très flexible, peu efficace (35%) • Cycles combinés gaz: plus efficace (60%), moins flexible • Centrales à fioul ou charbon: efficacité autour de 35%

Le prix du gaz a été multiplié par 13 depuis janvier 2021. À 250€/MWh avec 50% de rendement, cela fait 500€/MWh d'électricité. À 35% de rendement (TAC), c'est 714€/MWh.

• Cycles combinés gaz: environ 417€/MWh • Turbines à gaz: environ 714€/MWh • Centrales à fioul et charbon: environ 150€/MWh (plus rentables que le gaz actuellement)

Il devient économiquement plus viable de brûler du pétrole ou du charbon que du gaz, bien que cela produise trois fois plus de CO2.

Production + Achat à l'avance = Consommation + Vente à l'avance. Chaque acteur doit équilibrer ses engagements entre ce qu'il produit, ce qu'il a acheté et ce qu'il doit livrer.

• Capacités de production via ses différentes centrales • Ventes à l'avance via la reine et contrats à terme • Livraison à ses clients estimée à 36 GW pour la tranche horaire

EDF envoie une série d'ordres d'achat en disant: si le prix est inférieur à 0€ j'achète 50,7 GWh, entre 0 et 10€ j'achète 44,7 GWh, entre 10 et 50€ j'achète 15,7 GWh, etc.

Ces ordres se transforment en rectangles de hauteur prix et de largeur puissance, reconstituant le programme d'appel des centrales sans que le marché connaisse les détails internes de chaque producteur.

• Le marché J-1 se déroule en matinée quand tous les acteurs européens envoient leurs ordres d'achat et de vente • L'algorithme EUPHEMIA reconstruit le merit order des différents pays en tenant compte des interconnexions • Le marché établit un prix unique fixé au coût variable de la centrale marginale la plus chère

Pour obtenir 60 GW, il faut aller jusqu'aux turbines à gaz coûtant 850€/MWh. Le prix est donc fixé à 850€ pour que cette dernière centrale soit appelée à produire.

• Si le prix était inférieur, on produirait moins que la demande nécessaire • Si on fixait un prix par centrale, ce ne serait pas un marché concurrentiel • Le prix unique est une contrainte qui émerge du système de coordination

Sur les 60 GWh produits, seulement 8,1 GWh sont échangés sur le marché SPOT au prix de 850€. Le reste était déjà acheté ou réservé à l'avance via d'autres marchés.

Si le prix est fixé au coût marginal, les centrales moins chères font des bénéfices et sont incitées à innover. Les plus chères doivent réduire leurs coûts pour rester compétitives.

• Le modèle mathématique repose sur de nombreuses hypothèses très restrictives • Il s'écarte grandement du discours rhétorique simplifié sur la concurrence • La réalité inclut des nuances qui ne garantissent plus que le système fonctionne

• Si une centrale moins chère n'a pas de bénéfice, elle peut faire faillite plutôt que d'innover • Les coûts du carburant peuvent augmenter indépendamment de l'efficacité • Les coûts fixes du nucléaire (50€/MWh) peuvent être supérieurs aux différences de coût variable

Fixer le prix au coût variable de la centrale la plus chère sans le modèle mathématique rigoureux est une méthode arbitraire. C'est vouloir de la concurrence sans avoir vraiment réfléchi aux contraintes réelles.

La courbe de prix française pour le 29 août 2022 montre 857€/MWh entre 9h-10h et 871€/MWh entre 19h-20h. Le plus bas est 516€/MWh entre 4h-5h.

• On ne peut pas produire 100% de la demande avec renouvelables, hydraulique et nucléaire • Les centrales thermiques sont toujours nécessaires pour ajuster la production à la demande • Même si elles ne tournent que peu, leur coût détermine le prix du marché

Les prix spot atteignent des sommets, mais les factures des particuliers sont lissées par les achats à différentes maturités et la reine qui propose 42€/MWh pour environ 50% des besoins des fournisseurs alternatifs.

• L'électricité française a une bonne carbonisation mais le marché n'en tient pas compte • Tant que les centrales thermiques sont utilisées, même peu, le prix reflétera leur coût variable • Avoir plus de nucléaire ou d'éolien n'abaisse les prix que si cela rend inutiles les centrales thermiques