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Tensions sur l'hiver 2020-2021: perspectives pour le mécanisme de capacité 
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Source: Creative  commons

RTE a publié le vendredi 12 une première vision de l'équilibre du système français à l’hiver 2020-2021. La sécurité d'approvisionnement cet hiver sera particulièrement tendue en raison de la faible disponibilité du parc nucléaire, impacté par la crise sanitaire du COVID-19. 

 

Cet article est le premier d’une série de deux et s’intéresse aux perspectives du mécanisme de capacité sur la fin 2020 et sur 2021. Le second article discutera de l’appel d’offres effacement.

 

Le marché de capacité en 2020 et 2021 

 

Je me suis déjà cassé les dents quelques fois en essayant d’anticiper la formation du prix sur le mécanisme de capacité mais je vais me livrer une fois de plus à cet exercice délicat. RTE a présenté le lundi 15/06  aux acteurs de marché une vision des fondamentaux du mécanisme :

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Source RTE

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Source RTE

Sur 2020 et 2021, le mécanisme devrait donc être, dans pratiquement tous les scénarios d’obligation, en déficit de plus de 2 GW de garanties de capacité. Cela signifie que les acteurs en écart négatif (fournisseurs n’ayant pas acheté assez de garanties de capacité et producteurs ayant émis trop de garanties par rapport à leur disponibilité) sur ces années vont devoir payer la belle somme de 60 000 euros pour chaque MW de garanties de capacité manquant. 

 

Est-ce que ce déficit et l’application du prix administré de 60Keur signifiera des prix plus élevés pour la garantie 2020 et 2021? Et bien la réponse est sans doute oui. Par contre, cela aura des impacts différents pour les consommateurs selon l’année de livraison. 

 

En 2020, côté demande, fournisseurs et industriels ont acheté  la grande majorité des garanties de capacité destinées à couvrir leur obligation avant le début de l'année. Aucun jour PP1/PP2 n’a été tiré durant les mois de janvier- mars 2020 en raison d’un hiver très chaud, ils seront donc tous tirés durant les mois de novembre-décembre. Hors à cette échéance, il est très probable que la consommation industrielle et tertiaire soit toujours impactée à la baisse par la crise sanitaire et la récession économique. RTE évoque des chiffres autour de 3% de consommation en moins. Ces entreprises auront donc des garanties de capacité en excédent qu’elles devront revendre sur le marché. 

 

Côté offre, EDF va bien sûr devoir se rééquilibrer en raison de la disponibilité moindre de ses centrales. Au titre de ce rééquilibrage, EDF va devoir “rendre”, environ 6,5 GW de garanties, émises en excès, à RTE. Ces garanties ont déjà été en grande partie vendues sur le marché en 2019, il va donc devoir en racheter.

 

En 2020, la hausse du prix des garanties devrait donc impacter financièrement EDF et très peu les consommateurs. Certains industriels pourraient même faire des bénéfices sur la revente de leur garanties en excès. A noter que des sessions d’enchères supplémentaires pour les garanties 2020 devraient être organisées en octobre et décembre selon le calendrier suivant.

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Source RTE

En 2021, la situation est un peu différente. EDF va encore une fois devoir rééquilibrer le volume de garantie qu’il a reçu en excédent sur l’année, pour un volume d’environ 3 GW. Coté demande, les conséquences en 2021 de la crise sanitaire sur la demande sont très incertaines et la demande de garanties devrait se maintenir à un niveau relativement “normal” (excepté en cas de seconde vague). 

 

Les fournisseurs/consommateurs ne sont en majorité pas encore couverts pour 2021. Et les plus prudents d’entre eux vont certainement acheter des volumes un peu plus importants que leur “meilleure” prévision de consommation sur les enchères à venir, afin d’éviter d’être en écart négatif et de payer le prix administré de 60 Keur/MW. Cet excès de demande combinée avec l’offre moindre d’EDF pourrait conduire à des prix bien plus élevés sur les enchères. Les consommateurs seraient donc en 2021 bien impactés par une  hausse du prix des garanties.

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Source RTE

Pour l’instant, les prix n’ont pas flambés sur l’OTC. Les échanges de garanties 2020 ont été très rares et les acteurs n’effectuent pas de transactions, compte tenu des incertitudes importantes. Sur 2021, on constate un peu plus d’action, à des prix légèrement supérieurs à celui de la dernière enchère. Les résultats de la prochaine enchère EPEX qui seront publiés le 25/06 devraient donner la direction du marché.

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Les mesures exceptionnelles mise en place

 

Comme nous l’avons vu au paragraphe précédent, le prix des capacités 2020-2021 devrait être haussier, ce qui devrait inciter des capacités de pointe (effacement, groupe diesel etc.) a être mobilisées, pour venir en renfort fin 2020.

 

Afin d'accroître le nombre de capacités disponibles, RTE a aussi proposé une série de mesures facilitant la certification des capacités. 

 

Par exemple :

  • Suppression des frais de rééquilibrage à la hausse. Ces frais étaient initialement conçus pour inciter les exploitants à déclarer la meilleure vision de sa disponibilité le plus tôt possible

  • Suppression des frais pour certification tardive de nouveaux sites d’effacement pour les années  2020 et 2021.

 

RTE pourrait aussi modifier l’algorithme de sélection des jours PP1 afin de tenir compte de la baisse de consommation engendrée par le COVID-19. Ces diverses propositions sont actuellement en consultation. 

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