La loi NOME visait à remédier au déficit d’investissement en capacité de pointe, alors que le pic de consommation croissait plus vite que la consommation annuelle. Une concertation était organisée par RTE sur les caractéristiques du futur mécanisme de capacité. Nous en avons chiffré sept arbitrages structurants.
1. Missing money ou coût complet du capital ?
L’objectif est de rémunérer l’ensemble des coûts fixes d’une centrale de pointe. Deux voies existent. Laisser les producteurs réaliser une marge sur le marché de l’énergie et rémunérer la valeur manquante sur le mécanisme, soit environ 47 €/kW, méthode employée sur PJM. Ou empêcher toute marge sur coûts variables et rémunérer directement l’ensemble des coûts fixes, soit environ 60 €/kW, méthode de la Nouvelle-Angleterre dite Peak Energy Rent.
Dans les deux cas, un contrôle des revenus est indispensable : une double rémunération de la capacité renchérirait la facture du consommateur final de 2 à 3 €/MWh.
2. Comment intégrer l’effacement ?
Une mise en concurrence directe effacement-production, avec une exigence réduite sur le nombre d’heures d’activation, permettrait d’atteindre environ 4 GW à 50 €/kW en 2015. Un quota spécifique d’effacement atteindrait le même volume mais à un prix supérieur à 100 €/kW, avec en contrepartie une exigence plus élevée sur les heures d’activation.
3. Prix plancher ou prix libre ?
Le retour d’expérience des marchés existants montre un risque réel d’effondrement de la valeur de la capacité, ce qui envoie un signal défavorable aux investisseurs. Un prix plancher sécuriserait une partie de la rémunération indépendamment du marché énergie, avec un impact typique de 10 €/MWh sur ce dernier.
4. Marché zonal ou national ?
Les responsables des mécanismes existants considèrent la zonalité comme un paramètre essentiel de leur réussite. Des obligations locales dans les régions critiques pourraient ramener le prix de la capacité à 5 €/kW/an dans les régions non contraintes. La mise en œuvre est complexe dans un marché énergie national, mais l’approche mérite d’être envisagée à moyen terme avec le développement des smart grids.
5. Quelle valeur pour l’intermittent ?
L’adaptation du modèle nord-américain permettrait aux actifs éoliens de percevoir un revenu de capacité compris entre 1,5 et 12 €/kW nominal, ce qui pourrait représenter jusqu’à 15 % du montant des subventions actuelles et inviter à réviser le système de soutien. Le solaire, lui, ne serait que très faiblement valorisé. Une offre combinée associant renouvelable et capacité flexible permettrait de traiter le problème posé par l’intermittence.
6. Comment traiter les interconnexions ?
Une prise en compte statistique réduirait les obligations des fournisseurs et la facture finale de 0,5 à 1 €/MWh, transférant ainsi la valeur des capacités frontalières au marché français.
7. Que faire des effacements tarifaires EJP et Tempo ?
À leur niveau de rémunération implicite, ces capacités pourraient ne pas être compétitives face aux moyens de production. Si la collectivité souhaite les préserver, un cadre distinct devra leur être réservé au sein du mécanisme.
Ces sept arbitrages ne sont pas indépendants les uns des autres, et chacun déplace la valeur entre producteurs, effaceurs et consommateurs. C’est leur combinaison, plus que le principe même du mécanisme, qui déterminera son efficacité.
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