Début 2016, le marché de l’effacement traversait une passe difficile. Les prix de l’électricité étaient bas, autour de 33 €/MWh sur les produits base à trois ans, et le système électrique affichait une surcapacité en France comme en Europe continentale. Les revenus de l’effacement sur les marchés avaient diminué comme ceux des autres actifs de production. Les efforts consacrés à la création de règles de valorisation sur les marchés énergie, NEBEF en complément du mécanisme d’ajustement, n’avaient pas redonné d’espace économique à l’activité.
Les appels d’offres de RTE dédiés à l’effacement affichaient d’ailleurs des prix en baisse, 5 à 15 €/kW/an contre des niveaux nettement supérieurs sur 2008-2012, malgré des volumes en hausse de 15 % entre 2015 et 2016.
Nous avons passé au crible huit dynamiques présentées comme porteuses. Le bilan est nuancé.
La fin des tarifs EJP a libéré de la capacité, sans créer d’appel d’air
Jusqu’à fin 2015, environ 1,9 GW d’effacement était de nature tarifaire, adossé aux TRV avec option EJP ou Tempo. Leur extinction au 1er janvier 2016 libérait de l’ordre d’1 GW, soit une dizaine de milliers de sites, susceptibles de basculer vers des offres de marché.
Le basculement n’a pas eu lieu. Les consommateurs se sont d’abord préoccupés de changer de contrat de fourniture, la question de la valorisation de leur flexibilité passant au second plan. Surtout, la comparaison était défavorable : la valeur de l’EJP se situait entre 40 et 60 €/kW/an nets, contre 3 à 10 €/kW/an sur les appels d’offres RTE.
Les offres de marché imposaient en outre des contraintes techniques bien plus lourdes : jusqu’à 60 jours d’activation contre 22, des formats courts de 30 minutes à 4 heures contre 18 heures, plusieurs appels possibles par jour, et des délais de mobilisation inférieurs à deux heures. Beaucoup de groupes électrogènes anciens, même amortis, cessaient d’être rentables dans ces conditions.
Les réserves rapides paient mieux, mais le gisement plafonne
Face à la faiblesse des prix sur l’appel d’offres effacement, les opérateurs se sont tournés vers les réserves rapides (36 €/kW/an) et complémentaires (21 €/kW/an), soit deux à trois fois mieux. Le volume s’est établi autour de 450 MW sur 2014 et 2015, sur un gisement d’appels d’offres de 1 500 MW.
Ce plafonnement s’explique par les contraintes : délais d’activation sous 13 et 30 minutes, observabilité temps réel obligatoire au-delà de 200 MW agrégés, et nécessité d’une consommation nocturne. L’offre compétitive reste donc limitée.
Les autres pistes butent sur l’incertitude
- Services système : rémunération élevée pour les acteurs obligés, environ 160 €/kW/an, mais peu d’acheteurs, un gisement plus étroit encore que celui des réserves, et une exigence de symétrie que seuls quelques industriels très flexibles peuvent tenir.
- Mécanisme de capacité : source de valeur potentielle, mais l’enquête de la Commission européenne et l’absence d’enchères publiques nourrissaient l’attentisme. Seuls 38 MW d’effacement étaient certifiés.
- Flexibilité locale sur les réseaux de distribution : ouverte à titre expérimental par la loi de transition énergétique, mais bloquée par des inconnues techniques, économiques et réglementaires.
- Couplage avec un portefeuille renouvelable : opportunité identifiée par la plupart des opérateurs, mais valeur limitée en France, quelques euros par MWh, du fait du faible coût des écarts.
Le cumul des mécanismes n’est pas la solution évidente
Contrairement à une idée répandue, empiler les valorisations sur une même capacité n’apporte pas grand-chose. Les mécanismes sans engagement de disponibilité créent peu de valeur, et le cumul des vecteurs actuels avec le mécanisme de capacité risque davantage de se compenser que de s’additionner.
La PPE envisageait alors une montée à 6 GW d’effacement. Au regard de la réalité économique de l’activité, cette ambition supposait de nouvelles dispositions réglementaires, faute de quoi l’écart resterait entier au moins deux à trois ans.
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