Le mécanisme de capacité en France

il y a un mois   •   5 min de lecture

Par Emmanuel Sire
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Le 19 décembre 1978, le 8 décembre 1999, ou encore le 4 novembre 2006 ne vous évoquent peut-être rien de particulier. Pourtant, lors de chacune de ses dates, la France a connu une situation de grande tension électrique. En effet, ces « Black-out » ont plusieurs fois menacé de plonger la France dans le noir.

À vrai dire, on trouve différentes causes à ces périodes de tension extrêmes. Mais plusieurs fois, nous avons frôlé une coupure généralisée. Les moyens de flexibilité à disposition de RTE sont nombreux, mais peuvent parfois ne pas suffire.

Lorsque des pics de consommation surviennent, il existe un risque de coupure généralisée. En situation de monopole, EDF devait gérer ces situations. Cependant, dans un marché libéralisé, il existe plusieurs acteurs.

Il faut donc s’assurer d’une part que l’équilibre est toujours respecté, mais d’autre part qu’il existe suffisamment d’investissements en termes de moyens de production sur le long terme.

Le mécanisme de capacité a vu le jour précisément pour résoudre ces deux problèmes. Nous allons donc tout d’abord tenter de comprendre en détail ce mécanisme. Puis nous en constaterons également certaines limites.

L’origine du mécanisme de capacité : comprendre la tension et les périodes de pointe sur le réseau électrique français.

Afin de comprendre les rouages et l’origine de ce mécanisme, il faut se plonger dans l’histoire récente du secteur de l’électricité. En effet, comme nous l’avons expliqué dans notre article, les marchés se sont complètement modifiés en à peine 20 ans.

Nous avons assisté à l’apparition de nouveaux acteurs. Il s’agit principalement de fournisseurs d’énergie qui ne sont pas forcément producteurs. Et c’est ici que le problème commence.

En effet, autrefois EDF devait prévoir ses investissements en termes de production en tant qu’acteur unique. Et de cette façon, nous pouvions être sûrs que le parc électrique Français continuerait d’être entretenu.

Aujourd’hui cette certitude n’est plus d’actualité, car le modèle économique s’est modifié. Nous ne sommes plus certains que le parc français sera à la hauteur pour passer les périodes de pointes de consommation.

De plus, il existe un autre effet qui fait peser cette menace sur le système électrique français. En effet, la transition énergétique nous pousse à fermer les centrales les plus polluantes.

C’est pour cette raison que le gouvernement a ordonné la fermeture des dernières centrales charbon de France pour le 1er janvier 2022. Cependant, ces centrales servaient la plupart du temps en période de pointe.

Le manque de rentabilité a également été un frein à la constitution d’un parc électrique pour les périodes de pointe. Pourtant, dans un pays comme la France, cela est essentiel. En effet, la généralisation du chauffage électrique est une des raisons qui explique une telle tension sur les réseaux en hiver.

C’est donc pour tous ces réseaux qu’il était légitime de croire que la France devait se munir d’un système lui assurant des investissements constants. C’est pour cela que la CRE a mis en place le mécanisme de capacité. Un système qui grâce à son fonctionnement fait participer tous les acteurs de la fourniture d’énergie.

Le fonctionnement et l’organisation du mécanisme de capacité.

Ainsi, il est question de périodes de pointe. Durant ces périodes (bien souvent en hiver, à l’heure de la sortie des bureaux vers 18 h) le gestionnaire de réseau doit se munir de capacités de production prêtes à démarrer.

Pour permettre de récolter les fonds nécessaires à ces investissements, le mécanisme engage tous les fournisseurs d’électricité à se fournir en « garanties de capacités ». Ce sont des acteurs obligés à l’image du dispositif des CEE.

De ce fait, chaque fournisseur doit participer aux enchères prévues à cet effet, pour acheter des garanties. Évidemment chaque fournisseur se fournit en fonction de ses besoins réels.

Et donc, comment peut-on calculer les besoins d’un fournisseur ?

RTE décide de désigner ce qu’on appelle les journées PP1. C’est-à-dire les journées les plus froides de l’année selon des données de prévisions météo. Ils sont annoncés la veille pour le lendemain par RTE. Sur une année de livraison, RTE peut désigner entre 10 et 15 jours PP1.

Pour estimer son besoin, chaque fournisseur va donc estimer sa consommation sur des heures spécifiques durant ces journées PP1. Les créneaux retenus sont les suivants [7 h 00 - 15 h 00] et [18 h 00 - 20 h 00].

C’est ainsi qu’il en déduit les montants à acheter lors des enchères. Les prix peuvent fortement varier d’une enchère à l’autre, ainsi que d’une année sur l’autre. Comme vous pouvez le constater sur le graphique ci-dessous.

Évolution du prix des GC en €/MW - Source : Eqinov
Évolution du prix des GC en €/MW - Source : Eqinov

Ainsi chaque fournisseur doit acheter l’équivalent de sa consommation en garanties de capacité, sachant qu’une garantie est égale à 0.1 MW. De puissance. Ils peuvent se fournir sur le marché de capacité organisé par EPEX Spot, ou bien en gré à gré auprès d’un vendeur de garanties.

Il y a tout de même un contrôle qui est effectué par la CRE et RTE. Si un fournisseur d’électricité n’a pas suffisamment de certificats de capacité par rapport à ces besoins réels, il doit payer des pénalités.

Les limites du mécanisme de capacité.

Un des inconvénients de ce système est tout d’abord la complexité de mise en œuvre pour les fournisseurs. En effet, les règles de calcul, mais également la participation à de nombreuses enchères compliquent la gestion des fournisseurs.

Ces calculs nécessitent souvent des traitements importants et parfois également de la confusion. Le dispositif prévoit également une régularisation des montants payés l’année d’après. Cela ajoute de la complexité ainsi que des flux financiers supplémentaires.

Il est également difficile de pouvoir prédire l’évolution de coût dans l’avenir. La multiplication des enchères et le manque de liquidité sur ce marché rendent difficiles les prévisions.

Il est également important de rappeler que le coût supplémentaire induit par ce dispositif est répercuté sur le client final par l’ensemble des fournisseurs. Depuis 2017, une ligne « mécanisme de capacité » est donc apparue sur les factures des consommateurs français.

Cependant, les clients équipés par un compteur communicant (Linky) peuvent néanmoins réduire ce coût en modulant leurs consommations lors de ces journées. Les opérateurs d’effacement peuvent également tirer parti de ce mécanisme.

Malgré la difficulté de mise en œuvre, il est vrai que ce mécanisme peut également représenter une opportunité pour certains acteurs. Les producteurs notamment qui voient leurs capacités certifiées.

Certains pays européens disposent aujourd’hui de mécanisme de capacité. Il existe cependant de nombreux autres modèles économiques.

En Europe on voit se distinguer le choix d’une réserve stratégique en remplacement de notre modèle comme en Allemagne. Tout dépend de l’orientation énergétique du pays ainsi que des moyens de production à disposition. Comme nous l’avons vu, le chauffage électrique est en partie responsable de la pointe de consommation. Certains pays ne sont pas aussi sensibles aux variations de température.

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