L’achat d’énergie en 2040

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Alors que nous entamons une nouvelle décennie et que l’année 2019 a donné lieu à de longs et fastidieux débats sur le mix électrique du futur (cf. la PPE), j’ai envie de me prêter à un exercice inédit dans les pages d’Ener’Focus, un exercice prospectif.

 

On parle beaucoup du mix énergétique du futur (la part du nucléaire/renouvelable, la place du gaz, etc.), un peu des réseaux électriques du futur (super-grid, smart-grid,etc.) mais assez peu  du reste de la chaîne de valeur de l’énergie, c’est pourtant celle qui touche le plus les consommateurs. Je vais donc essayer d’imaginer comment “l’aval” du secteur sera structuré en 2040.

 

Alors bien sûr, cet exercice n'a pas un grand pouvoir prédictif, je n’ai bien sûr aucune idée de ce qu’il va se passer dans les 20 ans à venir. Pour rappel, il y a 20 ans le secteur de l’énergie français venait tout juste d’être libéralisé, les installations éoliennes et solaires étaient limitées à quelques projets pilotes et tout le monde pensait que l’EPR de Flamanville allait produire une électricité à un prix compétitif. Un contemporain de cette époque (pas moi qui n’avais alors que 11 ans) qui aurait essayé d’imaginer le secteur tel qu’il est aujourd’hui aurait certainement quelques difficultés. De même, si un potentiel lecteur en 2040 arrive à reconnaître dans cet article quelques éléments qui ont vaguement eu lieu, je m’estimerais pleinement satisfait.  

 

Si l’on extrapole la tendance actuelle et se fie aux objectifs nationaux et européens en la matière, les prochaines années devraient voir un fort développement des capacités renouvelables et une fermeture d’une grosse partie de la flotte de centrales thermiques (centrales charbon et nucléaire majoritairement) partout en Europe. Le marché devrait continuer à se libéraliser et à s’atomiser (plus de petits producteurs et fournisseurs). Cela va bien sûr impacter fortement la façon dont l’électricité sera échangée, fournie et consommée.

 

Le marché de gros du futur

 

Commençons l'exercice par le marché de gros et son architecture, son “ market design” comme dirait les économistes. Pour rappel, l’architecture existante repose en grande partie sur le concept de coût marginal, c’est le coût variable de production de la dernière unité de production retenue qui fixe un prix unique sur l’enchère day-ahead (prix spot). Les prix des contrats à terme sont plus ou moins l’anticipation des acteurs de la moyenne des prix day-ahead sur leur période de livraison respective. C’est donc les différents coûts marginaux des unités de production qui vont guider l’évolution des prix de gros.  

 

Le coût marginal des capacités renouvelables est nul, en effet  elles n’ont pas besoin d’acheter du gaz ou du charbon pour fonctionner, le vent ou le soleil étant “gratuits”. Tant que l'énergie renouvelable ne représente pas une part dominante dans la production cela ne pose pas vraiment de problème pour le market design actuel, en général c’est une technologie de production plus coûteuse qui sera la dernière centrale appelée et le prix sur le marché sera supérieur à zéro. La différence entre le prix de marché et le coût marginal va rémunérer les producteurs et inciter à l’investissement dans de nouvelles unités de production, si besoin (c’est la théorie en tout cas).

 

Maintenant, imaginez cette architecture avec une part d’énergie renouvelable dans la consommation d'électricité de 70% en Europe (scénario librement emprunté à BNEF). Cela signifiera certainement que de nombreuses heures de l’année auront des prix nuls voir négatifs. Par contre, certaines heures auront des prix très positifs (plusieurs centaines voir milliers d’euros par MWh) quand la production renouvelable sera très basse. La formation de prix à terme sera plus difficile puisque qu’il sera difficile d’estimer la distribution statistique des rares heures à prix positifs.

 

Cela conduit à un problème de taille puisque dans cette condition l’investissement dans des unités de production (renouvelables ou autres) devient hautement spéculatif. Ce nouveau défi demandera certainement des évolutions importantes du market design actuel. A partir de là, deux grands cas de figures peuvent se réaliser en fonction principalement des avancées technologiques.

 

Dans le premier cas de figure les coûts des capacités flexibles (stockage li-ion, hydrogène, modulation de la demande, V2G, etc.) baissent drastiquement par rapport à leurs coûts actuels et les revenus issus des arbitrages réalisés entre heures de prix bas et de prix hauts, bien que difficiles à prévoir, permettent un investissement massif dans ces technologies. Ce qui permet à son tour de maintenir le design de marché actuel dans ses grandes lignes. Les capacités flexibles, absorbant le surplus d’énergie renouvelable et le restituant en cas de déficit, stabilisent les prix de marché et laissent au marché spot une place importante. Le coût marginal étant remplacé par le coût d’opportunité des capacités flexibles à injecter de l’électricité sur un pas de temps donné plutôt qu’un autre.  

 

Dans le second cas de figure, la baisse du coût des capacités flexibles est insuffisante et d’autres mécanismes doivent venir se substituer aux marchés actuels. Au marché de l’électricité, c’est ajouté dernièrement en France le marché de capacité, venant apporter une incitation supplémentaire à l’investissement dans les nouvelles capacités de production en période de pointe. Peut-être est-ce là un début de réponse et une sorte de “super marché de capacité” pourrait se substituer au marché de l’énergie et apporter des revenus aux différentes capacités de production, non pas seulement en période de pointe hivernale, mais durant toute l’année. Un développement généralisé de PPA entre producteurs et consommateurs, basés non pas sur une anticipation des prix de marché (qui comme évoqué ne seront plus trop anticipables), mais sur une logique de cost-plus pourrait être une alternative. Le marché de l’énergie serait alors relégué à une place de second rang et utilisé uniquement afin assurer l’équilibre offre-demande à très court-terme.   

 

Dans ces deux cas de figures, afin de permettre aux acteurs de gérer la variabilité d’une capacité croissante de renouvelables, les transactions d’électricité sur les marchés auront lieu très proches du temps réel et sur des pas de temps très fin. C’est déjà une tendance observée avec le développement des volumes de transactions sur les marchés intraday et le lancement en Allemagne de contrats sur un pas quart-d’heure.

 

Dans un système électrique où la plus grande partie des capacités de production et donc des congestions sont situées au niveau du réseau de distribution, il est logique que les marchés de l’énergie s’organisent au niveau local. Pas de prix unique au niveau national mais une multitude de prix à des points donnés du réseau (noeuds) et représentant l’offre et la demande d’électricité locale et reflétant ainsi la congestion existante avec les autres noeuds. Jusqu’à quel granularité géographique pourrait-on aller? Dans un système où chaque ménage/entreprise peut-être à tour de rôle producteur,fournisseur, consommateur, stockeur, il pourrait il y avoir un prix par poste de distribution par exemple (pour information il y a actuellement 788000 postes de distribution sur le réseau Enedis).

Iberia intraday generation mix, summertime, 2019 to 2050 (GW) (Source: BloombergNEF)

Le contrat de fourniture du futur

 

Dans système où les prix spots font souvent des incursions vers le zéro et où un grand nombre de consommateurs ont des capacités de production ou de stockage (stationnaire ou Vehicule-to-Grid/Vehicule-to-Home) sur site, on peut imaginer que le bon vieux contrat à prix fixe tel que l’on connaît va sensiblement évoluer.

 

Je vois à l’heure actuelle deux types de contrats qui peuvent devenir l’avenir de la fourniture d’électricité et étrangement ils sont diamétralement opposés en esprit.

 

Dans  le premier type de contrat, le consommateur achète l’électricité qu’il ne produit pas lui-même (et parfois vend le surplus issus de ses capacités de production/stockage) à un prix suivant celui du marché local et temps réel décrit plus-haut. Il achète/vend parfois à prix nuls et parfois à des prix très élevés. Toutefois, il est aidé dans ses achats par des algorithmes intelligents qui essaient d’anticiper les pics de prix, optimisent automatiquement en temps réel les capacités flexibles disponibles (stockage, modulation de la demande, etc.) afin de les éviter ou encore en alertent le consommateur si une action manuelle est requise.  

 

Dans le second cas au contraire, le consommateur paye son électricité un montant fixe par mois en fonction de ses usages à la manière d’un abonnement internet ou téléphonie “illimité”, il n’est plus facturé sur la base du kWh consommé. C’est alors le fournisseur, agissant à distance, qui va contrôler les équipements installés sur le site (thermostats, batterie, VE,etc.) afin de minimiser son coût d’approvisionnement qui lui reste variable. Il va ainsi essayer de réduire le volume d’énergie consommé mais aussi faire en sorte d’éviter au maximum les périodes de pics de prix. Ce genre d’abonnement sera généralement packagé avec l’achat par le consommateur de moyens de production (panneaux solaires) et de stockage couvrant le gros de sa consommation, l’énergie soutiré du réseau n’étant plus qu'un volume résiduel. On peut facilement imaginer une offre où le consommateur effectue un paiement unique couvrant à la fois des mensualité de crédit pour l'achat des panneaux solaires et de batteries et un abonnement fixe pour l’énergie résiduelle soutirée du réseau. Une offre équivalente est déjà proposé en Allemagne par la société Sonnen, dont l’activité principale est de commercialiser des batteries Li-ion.

 

On peut aussi imaginer qu’au lieu d’un abonnement unique pour l’ensemble de sa consommation d’énergie, notre consommateur du futur ait accès à des abonnements par usage. Par exemple, on peut imaginer un abonnement “chauffage/climatisation” associé à l’installation d’un thermostat intelligent. Le fournisseur ne vend plus de l'électricité mais un certain niveau de confort. Il contrôle à distance le thermostat afin qu’il maintienne des niveaux de température adéquats (fixés par les termes du contrat de fourniture) tout en cherchant à minimiser le volume et le coût d'achat de l'électricité consommée. On peut imaginer de nombreux autres types d’abonnement par usage (mobilité électrique, divers processus de production industriels, etc.).

 

C’est le développement de l’IoT et donc du nombre d’équipements capables de mesurer et transmettre leur consommation d’énergie en temps réel ainsi que de réguler celle-ci automatiquement qui va rendre possible les offres décrites ci-dessus.  

La raison humaine ne peut ni prévoir ni modeler délibérément son propre devenir. Ses avancées consistent à déceler les endroits où elle s'est trompée
 

Friedrich Hayek  - Economiste.

 

Le fournisseur d’énergie du futur

 

Au vu des paragraphes précédents, vous pouvez vous douter que le métier de fournisseur tels que l’on le connait va lui aussi évoluer, jusqu’à mettre à rude épreuve la définition actuelle du terme. Pour rappel, un fournisseur d'électricité est une entreprise qui achète de l’électricité au prix de gros et la revend à des consommateurs à un prix de détail, ni plus ni moins.

 

Tout d'abord qui seront les fournisseurs du futur? Les dernières années ont vu toutes sortes de compagnies développer une activité de fourniture: start-ups, opérateurs de la grande distribution ou de téléphonie, constructeurs automobile, etc. Toute compagnie ayant un accès aux consommateurs d’électricité (et donc pouvant acquérir des clients à moindre coût) peut déjà se lancer dans l’aventure, externalisant au besoin les parties les plus techniques (IT, achats sur les marchés,etc.) du métier.

 

A mon sens un certain nombre de fabricants ou de distributeurs d’équipement produisant, consommant ou stockant de l’énergie vont avoir un intérêt à devenir fournisseur dans le futur. Mettons que vous fabriquez/vendez des thermostats intelligents offrir un abonnement “chauffage/climatisation”, comme celui décrit précédemment, à vos clients aurait un certain intérêt. Vous êtes celui qui savez le mieux comment votre thermostat fonctionne et peut être utilisé pour créer une offre performante économiquement. C’est la même logique pour les constructeurs de véhicules électriques, Volkswagen a d’ailleurs déjà lancé en 2019 en Allemagne une activité de fourniture d’électricité destinée aux propriétaires de VE.   

 

Dans le cas d’offres prix en temps réel, le métier du fournisseur se trouve plutôt facilité par rapport à la situation actuelle. En effet, il n’a pas à couvrir plusieures années en avance la consommation de son portefeuille et court moins de risque en cas de fluctuation du volume de celle-ci puisque qu’il passe au consommateur le prix “réel” d’achat de l’électricité dans son entièreté.  

 

Par contre, c'est l'inverse dans le cas d’une offre d’abonnement. Le fournisseur court un fort risque financier si le consommateur sur-consomme par rapport à la prévision initiale du fournisseur et celui-ci doit utiliser tous les outils à sa disposition afin de limiter ce risque. Il doit développer de bonnes prévisions de l'électricité soutirée du réseau et être capable d'optimiser finement les capacités flexibles du consommateur dont il a le contrôle. Toutefois cela ne suffira pas toujours dans un système électrique où une forte corrélation entre pics de prix sur le marché de gros et volume de consommation résiduelle existe.

 

Imaginez une journée d’hiver particulièrement froide (consommation élevée), nuageuse (production solaire basse), et sans vent (production éolienne) basse. Face à ce déficit de production, les capacités de stockage et de production flexibles seront probablement utilisées à plein régime tôt dans la journée. Quand notre consommateur résidentiel lambda a fini sa journée de travail et rentre enfin chez lui (son boulot n’a pas été remplacé par une IA à priori), sa consommation de chauffage va augmenter automatiquement, même si celle-ci est contrôlée, ses capacités de stockage seront certainement à un niveau bas (pas de production de ses panneaux solaires et des prix déjà hauts sur les marchés) il va donc soutirer de l’électricité du réseau de façon beaucoup plus importante que d’habitude. Ce pic de consommation va à son tour engendrer un pic de prix encore plus important sur le marché de gros (car de nombreux autres consommateurs seront dans le même cas), générant alors une perte importante pour le fournisseur qui a vendu cette électricité dans le cadre un abonnement fixe.

 

Ce risque n’est pas facilement “hedgable” via les marchés à terme actuels. Les occurrences d'événements tels que celui décrit seront certainement trop rares pour donner lieu à un marché à terme liquide, une approche assurantielle sera plutôt adoptée par les fournisseurs. Le coût de l’abonnement ne sera en réalité plus qu’une prime de risque, assurant que le fournisseur ne subit pas de perte à X% de probabilité. Afin de faire face au risque résiduel (les 100-X% de probabilité où ils réalisent une perte), il est probable que les fournisseurs maintiennent des réserves financières et  cherchent à mutualiser ce risque avec d’autres fournisseurs/acteurs du marché (réassurance).

 

Le fournisseur du futur devra aussi avoir accès à une infrastructure IT performante et être capable de gérer le “big data”. En effet, les offres présentées nécessitent de pouvoir récupérer et traiter en temps réel des données auprès de divers équipements présents chez le consommateur et de pouvoir envoyer des commandes à ses même équipements. Le fournisseur devra aussi être capable de produire des prévisions, précises et sur une granularité temporelle et géographique fine, de la consommation et de la production de ses clients afin de limiter les risques évoqués plus haut.

Le consommateur d’énergie du futur

 

Le consommateur d'électricité du futur apparaît déjà en surimpression dans les paragraphes précédents. Qu’il soit particulier ou entreprise il est très sensible aux questions énergétiques (ça commence à chauffer sérieusement l’été en 2040), il souhaite à tout moment consommer de l’énergie verte et minimiser son empreinte carbone. Son site est équipé d’installations de production et potentiellement de stockage et une partie importante de l’électricité qu’il consomme ne provient pas du réseau. Ses usages se sont progressivement électrifiés et il a oublié le temps barbare où il devait brûler du gaz ou du fioul pour la production de chaleur. Il utilise aussi de l’électricité pour se déplacer (qu’il possède ou non en propre un véhicule) et très probablement pour d’autres usages qui restent encore à inventer.

 

Ses équipements sont désormais ultra-connectés par défaut et l’IoT est omniprésent introduisant des stratégies de gestion de l’énergie sophistiquées. Cela lui permet de consommer moins mais aussi de reporter automatiquement sa consommation quand les prix sont bas ou nuls (quand la production renouvelable est élevée). Ses stratégies peuvent être à sa main et la valeur qu’elles génèrent lui revenir dans son intégralité, s’il a choisit d’investir lui-même dans une source de production/stockage et conclut un contrat lui permettant d’acheter ou de vendre son électricité à un prix “temps réel”. Au contraire, ses stratégies peuvent être entièrement “sous-traitées” à un fournisseur d’électricité qui prendra en charge toute source de risque/complexité et vendra au consommateur de l’électricité sous forme d’un abonnement fixe décrit plus haut.

 

Le choix entre ses deux options, l’une plutôt complexe et l’autre très simple pour le consommateur, dépend de l’appétence de celui-ci pour le risque et sa compréhension des enjeux énergétiques. Je ne saurais dire quel type de consommateur sera le plus fréquent (pour les résidentiels et très petites entreprises, je parierais plus sur l’attractivité de la solution de type abonnement fixe).

 

Le prix de l’électricité du futur

 

Je garde bien sûr le meilleur pour la fin. Quel sera le prix de l’électricité en 2040? Sera-il plus haut ou bas que maintenant? Et bien, au risque de vous décevoir je n’en ai aucune idée. Toutefois je peux vous donner quelques directions.

 

Sur le marché de gros les prix ne dépendront plus du prix des commodités (charbon, gaz, carbone,etc.), c’est les facteurs météorologiques qui seront les principaux facteurs d’évolution à court-moyen terme. A long-terme, les prix moyens seront guidés par les cycles d’investissement dans les capacités de production et de stockage (qui dépendent eux même de diverses facteurs tels que les taux d’intérêt).

 

Pour ce qui est du prix de détail, il faut considérer le TURPE du futur et les taxes du futur. L’usage du réseau électrique sera moindre qu’actuellement, de nombreux consommateurs produisant leur propre électricité. Pourtant les coûts d’investissement et de maintenance de celui-ci seront toujours élevés (surtout sur le réseau de distribution). Dans un tel contexte la tarification des réseaux deviendra alors purement fixe (plus de part variable sur le MWh consommé) afin de pouvoir couvrir ses coûts.

 

Niveau taxes du futur, je donne ma langue au chat. Cependant personnellement, j’espère qu’elles seront moindres et que l’Etat du futur mettra le moins possible son nez dans le secteur de l’énergie, même si ce n’est pas une tendance que j’observe actuellement.

 

Alors que pensez-vous de ma vision du futur ? Chacun de mes scénarios est l’extrapolation d’initiatives/tendances que j’ai déjà pu observer et que je considère probable de se développer dans le futur, ils sont donc extrêmement fragiles à des innovations de rupture et à l'évolution d’un ensemble de facteurs tehnico-économiques ou socioéconomiques que je n’ai absolument pas pu envisager à l’écriture de cet article. J’attends donc avec impatience que certains de mes lecteurs me rappellent en 2040 à quel point je me suis complètement fourré le doigt l'oeil dans cet article.

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