Dans l'énergie, une mauvaise compréhension du marché coûte plus cher qu'une mauvaise compréhension du matériel.
Un écart qui coûte vraiment cher
Les ingénieurs optimisent la centrale pour la performance technique. Les équipes commerciales optimisent la position pour le prix. Ces deux discussions se tiennent dans des pièces différentes, et les conséquences se voient.
Un parc éolien installé là où la ressource est excellente mais où le réseau ne peut pas absorber la production. Une batterie dimensionnée pour une durée qu'aucun flux de revenu de ce marché ne récompense. Un actif flexible piloté pour maximiser la production alors que sa valeur tenait à sa disponibilité à des heures précises. Un contrat d'achat d'électricité signé sur des hypothèses de prix futurs que personne, côté exploitation, n'a été invité à vérifier.
Chacun de ces cas est un échec de traduction plutôt qu'un manque d'expertise.
L'actif est physique, le revenu est une construction de marché. Quelqu'un doit comprendre les deux, et en général personne ne le fait.
C'est l'argument pour traiter les marchés de l'énergie comme une direction technique plutôt que financière. Ceux qui en ont le plus besoin sont des profils techniques.
Ce que couvre cette direction
Le périmètre : économie de l'énergie, marchés de l'électricité, politique énergétique, régulation et analyse d'investissement.
Quatre volets.
Structure du marché. Marchés de gros, équilibrage, services système et mécanismes de capacité.
Formation des prix. Ordre de mérite, tarification marginale, rareté et effet de la production à coût marginal nul.
Instruments de politique publique. Dispositifs de soutien, tarification du carbone, tarifs d'acheminement et leur interaction.
Investissement. Économie de projet, empilement des revenus, répartition des risques et structuration des contrats.
Pourquoi les prix de l'électricité deviennent négatifs
Le point le plus utile à comprendre dans cette direction, parce qu'il explique une grande partie d'un comportement autrement déroutant.
L'électricité sur un réseau ne se stocke pas. L'offre et la demande doivent s'équilibrer en continu, seconde par seconde, sinon la fréquence dérive et les équipements se déconnectent. C'est cette contrainte qui rend ce marché si particulier.
Les marchés de gros s'équilibrent en général au coût du producteur le plus cher nécessaire pour satisfaire la demande. L'éolien et le solaire ont un coût marginal quasi nul, le combustible étant gratuit, et proposent donc des offres proches de zéro, écartant les centrales plus chères. Quand la production renouvelable est forte et la demande faible, le prix d'équilibre tombe très bas.
Il peut passer sous zéro, et les raisons en sont rationnelles.
Les dispositifs de soutien. Un producteur rémunéré par unité produite peut rester rentable même à prix légèrement négatif, et préfère donc continuer à produire plutôt que s'arrêter.
Les coûts d'arrêt. Les grandes centrales thermiques et nucléaires sont coûteuses et lentes à arrêter et redémarrer, si bien qu'accepter un prix négatif pendant quelques heures peut coûter moins cher qu'un cyclage.
Le système a besoin d'équilibre. Quelqu'un doit absorber le surplus, et un prix négatif est le signal qui le rémunère pour le faire.
Trois conséquences commercialement importantes. Le revenu des producteurs renouvelables n'est pas simplement la production multipliée par le prix moyen, car leur production est corrélée à celle de tous les autres, si bien qu'ils gagnent le moins précisément quand ils produisent le plus. La demande flexible et le stockage tirent leur revenu précisément de cette volatilité. Et un marché conçu autour de la tarification au coût marginal se comporte différemment quand une grande partie du parc a un coût marginal proche de zéro, ce qui reste un débat de politique publique actif et non tranché plutôt qu'une question réglée.
Où cela se situe dans le domaine
Économie, marchés et politique de l'énergie est la neuvième des neuf directions du domaine énergie, climat et nucléaire d'Astra Trainer, et c'est elle qui détermine si tout le reste se construit ou non. Raccordement au réseau, durée de stockage, financement du nucléaire, débouchés de l'hydrogène et investissement dans la décarbonation dépendent tous de la structure du marché et de la politique publique.
Elle se connecte le plus étroitement aux systèmes énergétiques et réseaux électriques, les contraintes de réseau et les résultats de marché étant le même problème vu sous deux angles, et au stockage d'énergie, dont tout le modèle économique repose sur le comportement du marché. Vous pouvez découvrir les neuf directions ici.
La capacité, payer pour exister plutôt que pour produire
Un concept qui déroute systématiquement les personnes venant de l'ingénierie, et qui décide de la viabilité d'un grand nombre de centrales.
Un marché de l'énergie seule rémunère les producteurs pour ce qu'ils produisent. La difficulté est qu'un système a besoin d'une capacité suffisante disponible pour les heures de plus forte demande, et une centrale qui ne fonctionne que quelques dizaines d'heures par an ne peut pas récupérer ses coûts fixes sur ces seules heures, sauf si les prix y sont extrêmement élevés, ce que les régulateurs hésitent à autoriser et que les consommateurs n'apprécient pas.
Les mécanismes de capacité répondent à cela en rémunérant la centrale pour être disponible, qu'elle produise ou non. Le producteur s'engage à être présent quand on l'appelle et s'expose à des pénalités s'il ne l'est pas.
Trois points à retenir.
C'est un instrument de fiabilité, pas une subvention au sens habituel. Il achète une assurance contre la rareté.
La conception détermine ce qu'il attire. Les règles de durée, de dérating et d'éligibilité décident si un mécanisme récompense les turbines à gaz, les batteries, l'effacement de consommation ou l'interconnexion, et de petits choix de conception déplacent des milliards.
Il est contesté. Les économistes ne s'accordent pas sur le fait que les mécanismes de capacité corrigent une véritable défaillance de marché ou qu'ils étouffent les signaux de prix qui attireraient sinon la flexibilité. Les deux positions sont défendues sérieusement, et la conception varie fortement d'un marché à l'autre.
L'effacement, et pourquoi l'emplacement décide du rendement
Le mécanisme concret par lequel deux projets techniquement identiques produisent des résultats financiers différents.
L'effacement, c'est de la production qui aurait pu être générée et ne l'a pas été, parce que le réseau ne pouvait pas l'accepter ou que le système n'en avait pas besoin. Il a plusieurs causes : contraintes de transport locales, surproduction à l'échelle du système, exigences de stabilité nécessitant un minimum de production synchrone en fonctionnement, ou prix négatifs rendant la production non rentable.
Le fait qu'un producteur soit indemnisé ou non pour la production effacée dépend entièrement de la conception du marché et des termes du contrat, et cela varie énormément.
Voici une série de réalités commerciales que les ingénieurs apprennent souvent tard.
La meilleure ressource n'est pas le meilleur site. Un emplacement au vent excellent mais derrière un réseau contraint peut rapporter moins qu'un emplacement médiocre avec un accès ferme.
Les prix diffèrent selon la localisation sur les marchés à tarification nodale ou zonale, parfois de façon spectaculaire, et cette différence reflète exactement ces contraintes.
La co-implantation de stockage change le calcul, en absorbant la production qui serait autrement effacée et en la reportant vers des heures mieux valorisées.
Le risque d'effacement est une variable finançable. Les prêteurs le tarifent, et un projet qui ne l'a pas correctement évalué découvre l'écart au moment où il est le plus coûteux à corriger.
Les métiers, nommément
Analystes de marchés de l'énergie.
Traders d'électricité et optimiseurs de dispatch.
Économistes de l'énergie, en politique publique, régulation et conseil.
Spécialistes des affaires réglementaires, là où le détail de conception décide des résultats.
Analystes de financement de projet pour les infrastructures énergétiques.
Originateurs et structureurs de contrats d'achat d'électricité.
Responsables d'optimisation d'actifs, pilotant batteries et centrales flexibles face au marché.
Analystes de prévision, pour le prix, la demande et la production renouvelable.
Analystes politiques au sein des gouvernements, régulateurs et gestionnaires de réseau.
Qui peut être formé pour ces métiers
Les ingénieurs de systèmes électriques. La conversion à plus forte valeur dans cette direction. Une personne qui comprend les contraintes de réseau puis apprend la structure du marché devient immédiatement rare et précieuse.
Le personnel d'exploitation des centrales. Vers l'optimisation d'actifs, en portant les limites opérationnelles qu'un analyste purement commercial risquerait de mal évaluer.
Les analystes financiers. Vers la finance de l'énergie, avec surtout besoin du contexte physique et réglementaire plutôt que de la modélisation.
Les analystes de données et prévisionnistes. Vers la prévision de prix et de production, un domaine en croissance où la méthode existe mais où la connaissance sectorielle manque.
Le personnel commercial du pétrole et du gaz. Vers les marchés de l'électricité, avec ce bémol : la non-stockabilité de l'électricité lui donne un comportement différent des marchés de matières premières qu'ils connaissent.
Les professionnels de la politique publique et de la régulation issus d'autres secteurs réglementés.
Les ingénieurs évoluant vers des postes de développement, qui ont besoin de ces contenus et n'en reçoivent généralement aucun.
Ce n'est pas un conseil financier ou en investissement. Cette direction traite de la structure des marchés de l'énergie et des instruments de politique publique. C'est un contenu éducatif, non un conseil en investissement, en trading, juridique ou réglementaire, et rien ici ne constitue une recommandation concernant un actif, un contrat ou une position. Le trading d'énergie est une activité réglementée dans la plupart des juridictions, soumise à des exigences d'abus de marché, de reporting et de licence qui varient selon les marchés et évoluent. Les organisations doivent prendre un avis professionnel qualifié pour toute décision spécifique.
Ce qu'il faut en retenir
L'électricité ne se stocke pas sur le réseau, et ce seul fait physique produit toutes les particularités de son marché.
Les prix négatifs sont un comportement rationnel face aux dispositifs de soutien et aux coûts d'arrêt, pas un défaut du système.
Les mécanismes de capacité paient la disponibilité parce que les marchés de l'énergie seule ne financent pas toujours la réserve dont un système a besoin, et leur conception décide de ce qu'ils attirent.
L'effacement et la localisation font que deux projets identiques peuvent rapporter des rendements très différents, et ce risque est tarifé par les prêteurs, que le développeur l'ait évalué ou non.
Et la personne précieuse ici est celle qui tient les deux moitiés à la fois. Les ingénieurs qui apprennent le marché deviennent vite rares, et presque personne ne les forme.
Pourquoi les prix de l'électricité deviennent-ils négatifs ?
Parce que l'offre et la demande doivent s'équilibrer en continu, et que les producteurs subventionnés à la production ou soumis à des coûts d'arrêt et de redémarrage élevés préfèrent payer pour continuer à tourner plutôt que s'arrêter. Un prix négatif est le signal qui rémunère quelqu'un pour absorber le surplus.
Pourquoi les producteurs renouvelables gagnent-ils moins que ne le suggèrent les prix moyens ?
Parce que leur production est corrélée à celle des autres producteurs renouvelables du même marché, si bien que les prix sont les plus bas précisément quand ils produisent le plus. Le revenu n'est pas la production multipliée par le prix moyen.
À quoi sert un mécanisme de capacité ?
À payer une centrale pour être disponible aux heures de rareté, car un producteur qui ne fonctionne que quelques dizaines d'heures par an ne peut pas récupérer ses coûts fixes sur un marché de l'énergie seule sans prix de rareté extrêmement élevés. Le fait que cela corrige une vraie défaillance de marché est sincèrement contesté.
Pourquoi la localisation change-t-elle le rendement d'un projet ?
Parce que les contraintes de réseau provoquent de l'effacement, que l'indemnisation de la production effacée dépend de la conception du marché et des termes du contrat, et que beaucoup de marchés tarifient l'électricité différemment selon la localisation. Une excellente ressource derrière un réseau contraint peut rapporter moins qu'une ressource moyenne avec un accès ferme.
Qui profite le plus d'une formation aux marchés ?
Les ingénieurs de systèmes électriques, qui deviennent rares et précieux dès qu'ils maîtrisent à la fois le réseau et le marché, suivis du personnel d'exploitation évoluant vers l'optimisation d'actifs et des ingénieurs évoluant vers des postes de développement.