Le 11 juillet 2019, la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) a exprimé des réserves sur tout accroissement de la capacité d’interconnexion électrique entre la France et la Grande-Bretagne au-delà des projets déjà en construction. Elle invoque une évolution peu profitable des fondamentaux du marché, mais aussi le manque de visibilité sur les politiques publiques dans le secteur de l’électricité et sur les modalités de mise en œuvre du BREXIT.

Sur la frontière entre la France et la Grande-Bretagne, il y existe actuellement une interconnexion électrique opérationnelle de 2 gigawatts (Interconnexion France Angleterre ou IFA). Avec les deux projets en cours de construction (ElecLink et IFA2 pour 1GW chacun), on atteindra une capacité d’interconnexion de 4 GW en 2021. Trois autres projets sont à l’étude, qui pourraient porter la capacité cumulée à 8,8 GW. Ce sont ces trois projets que la CRE juge non rentables. En effet, sur quatre scénarios envisagés pour l’évolution du mix électrique européen jusqu’en 2040, aucun ne fait apparaitre un bénéfice pour les trois lignes projetées. Dans le scénario le plus favorable, la valeur présente des bénéfices générés par le premier GW d’interconnexion au-delà des 4 GW qui seront opérationnels s’élève à 930 millions d’euros pour un coût estimé de 1,2 milliard d’euros.

Par ailleurs, dans une étude de 2017, la CRE faisait valoir que :

« Si le Royaume-Uni demeure dans le marché intérieur de l’énergie, mais que le BREXIT a un impact sur la demande d’électricité et sur le développement des capacités de production d’énergie renouvelable, la valeur d’une nouvelle interconnexion pourrait être diminuée de 10% tandis que, dans le cas où l’on suppose les marchés électriques comme étant découplés, la valeur d’une nouvelle interconnexion pourrait diminuer de plus de 30%. »

À ces arguments économiques qui soulignent l’absence de rentabilité d’un nouvel investissement, on peut opposer la vision politique communautaire d’intégration des marchés nationaux qui veut porter les capacités d’interconnexion à 10% de la capacité de génération dans chaque État membre en 2020, puis 15% en 2030. Mais cette contrainte ne s’imposera plus à la Grande-Bretagne dès lors que le BREXIT sera effectif.

Quel mécanisme régit ce marché ?

Les interconnexions, d’abord conçues comme une forme d’assurance réciproque entre États membres, sont devenues des outils commerciaux permettant de transférer de l’électricité produite à faible coût en un point vers un nœud de consommation à coût élevé, tantôt dans un sens tantôt dans l’autre, en fonction des capacités de production installées, des cycles de la demande et des conditions atmosphériques affectant demande et offre.

Depuis que les systèmes électriques sont basés sur des mécanismes de marché, à chaque instant le prix spot d’équilibre représente à la fois le coût marginal du système local (coût d’exploitation du kWh chez le dernier producteur appelé pour couvrir la demande) et sa valeur marginale d’usage (disposition à payer le kWh par le dernier consommateur servi).

Puisque les systèmes électriques anglais et français sont connectés, on doit donc voir des kWh circuler du continent vers les îles si le prix spot français est inférieur au prix anglais et dans l’autre sens si le différentiel de prix est inversé. La différence entre le prix élevé et le prix bas multipliée par le volume en transit est le bénéfice de l’échange qui, cumulé sur la durée de vie de l’interconnexion, doit permettre au moins de couvrir les coûts d’installation et de maintenance de la ligne.

Pour savoir si l’interconnexion est utilisée de façon efficiente, on peut utiliser deux indices de dysfonctionnement :

  • A certaines heures, on observe des échanges dans le mauvais sens (achat à un nœud où le prix est élevé pour vendre à un nœud où le prix est bas)
  • Les échanges se font dans le bon sens, mais en laissant une partie de la capacité d’interconnexion inutilisée. Ces aberrations ne sont pas nécessairement dues à des choix irrationnels des opérateurs utilisant la ligne. La raison en est plus probablement une mauvaise conception des règles de sa gestion qui pousse les opérateurs à faire de mauvais choix par manque d’information.

Comment ça fonctionne ?

Pour comprendre comment cela est possible, il faut savoir qu’il y a essentiellement deux modes de gestion de la ligne.

  1. Le premier consiste à distinguer l’énergie vendue et le moyen de la transporter. Tout échange d’énergie entre les deux nœuds interconnectés doit s’accompagner de l’acquisition de droit pour la faire transiter. Dans sa forme la plus aboutie, l’allocation des droits de transport se fait par des enchères explicites.
  2. Dans le second mode, les opérateurs ne se préoccupent pas des droits de transport de l’énergie. Ils signent des contrats à l’export ou à l’import et les échanges sont équilibrés de façon coordonnée par le différentiel des prix locaux. Ce couplage des marchés est aussi appelé enchères implicites.

Actuellement, l’allocation de capacité est faite de façon explicite pour le long terme (échéances annuelles, saisonnières, trimestrielles, mensuelles et weekend) et pour l’infra-journalier d’une part, et d’autre part, depuis février 2014, de façon implicite pour l’échéance journalière. Ce sont les enchères explicites qui sont cause des dysfonctionnements évoqués précédemment, car, au moment de l’acquisition de droits de transport, les opérateurs ne connaissent pas les coûts de l’énergie en chacun des nœuds interconnectés. À l’échéance de leurs droits, ils peuvent donc se retrouver porteurs de contrats avec obligation de livraison à contresens du différentiel des prix nodaux, ou les volumes souscrits peuvent se révéler en deçà de la capacité de transport de la ligne.

Or, si le BREXIT se fait sans accord sur le marché de l’électricité, rien ne dit que la Grande-Bretagne continuera à participer au Multi-Regional Coupling (MRC), système d’enchères implicites auquel ont adhéré progressivement 19 pays du nord-ouest de l’Europe, dont la Grande-Bretagne en 2014. Il plane donc une incertitude sur l’abandon ou non des enchères implicites sur toutes les interconnexions avec les îles britanniques, et par voie de conséquence sur leurs bénéfices et sur la rentabilité de nouvelles lignes.

Quel coût pour l’ELEC-XIT ?

Dans une étude réalisée à la fin de 2018, des universitaires britanniques ont évalué le coût collectif que provoquerait un retour aux enchères explicites pour les marchés journaliers. Ils estiment ainsi, que les coûts de génération d’électricité seraient, chaque année, plus élevés de 560 millions d’euros (soit 1.5%) par rapport à la situation actuelle, un surcoût à la charge de la Grande-Bretagne pour plus de la moitié. Par ailleurs, il ne faut pas oublier que le couplage des marchés provoque des coûts de transaction, en particulier les coûts de fonctionnement de l’infrastructure de communication. En fin de compte le découplage des marchés de part et d’autre de la Manche peut s’avérer dans le pire des cas plus coûteux que les 560 millions d’euros annuels évoqués ci-dessus.

D’autre part, chaque GW d’interconnexion supplémentaire est l’équivalent d’un GW de production installé dans le pays importateur et d’un GW de demande supplémentaire dans le pays exportateur. Il fait donc monter le prix de l’énergie dans le pays exportateur (ce qui lèse les consommateurs de ce pays) et baisser celui du pays importateur (ce qui lèse les producteurs locaux). À ces conséquences sociales, bien identifiées, mais que les parties prenantes décideuses oublient souvent de prendre en compte, s’ajoute une perte de rentabilité pour toutes les autres interconnexions. En effet, puisque le GW d’interconnexion supplémentaire réduit le différentiel de prix, il érode la rentabilité des autres lignes. L’opinion négative de la CRE sur les futurs projets d’interconnexion a donc pour effet collatéral de maintenir les bénéfices actuels des lignes installées et les bénéfices prévus des lignes déjà en construction.

  Clément MARTINEZ. Tous droits réservés.


Sources : 

 

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