Le marché de l’électricité, une bourse pas comme les autres

samedi 14 mars 2015
par  EcoEnergieTech
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Introduction :

Le système électrique est une industrie de transformation qui paraît assez simple :

1/ Des producteurs brûlent des combustibles dans leurs centrales (charbon, fioul lourd, gaz naturel, uranium enrichi), turbinent l’eau des fleuves et des lacs de montagne ou exploitent la force du vent pour actionner des alternateurs qui injectent de l’électricité sur le réseau à très haute tension (typiquement 380 kV ou plus).

2/ Des fournisseurs viennent s’approvisionner sur ce réseau, font cascader l’électricité vers des tensions plus faibles dans les réseaux de distribution en étoile et vendent aux consommateurs, en s’assurant de sa mesure, de sa facturation et de sa promotion. Un fournisseur commercialise l’énergie qu’il produit ou qu’il achète (à un producteur ou sur le marché de gros) et qu’il injecte dans le réseau de transport. C’est avec lui que chaque consommateur passe un contrat : il envoie la facture d’électricité et/ou de gaz, propose des services additionnels, un service clientèle pour des conseils au quotidien… Depuis l’ouverture du marché de l’énergie à la concurrence, le consommateur peut choisir son fournisseur. EDF et GDF sont ainsi devenus deux entreprises distinctes et concurrentes pour la fourniture d’énergie.

3/ Le gestionnaire du réseau de transport (GRT), qui est un monopole naturel, agit en chef d’orchestre : il s’assure du bilan (autant d’électricité doit entrer sur le réseau maillé qu’il n’en sort) et surveille les congestions qui pourraient se faire (goulets d’étranglement dus à la surchauffe des lignes). Il maintien par ailleurs l’infrastructure informatique qui permet aux négociants d’échanger le titre de propriété de l’électricité sur le réseau haute tension, qui est le lieu naturel et physique du marché de gros.

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Les différentes techniques de production (hydraulique, nucléaire, charbon, gaz, fioul...) conduisent à des coûts de fabrication différents. La demande d’électricité est variable dans le temps. La gestion optimale d’un système électrique consiste à appeler les centrales dans l’ordre des coûts croissants. Ce qu’on appelle l’ordre de mérite.


On réserve ainsi les productions les moins coûteuses (hydraulique de rivière,...) aux usages annuels (base) et on ne met en oeuvre les techniques les plus coûteuses que pour les épisodes de demande élevée plus courts (pointe) —> Baseload (peu de charges en production pour le producteur) = pas cher. Peakload (plus de charges en production pour le producteur) = cher.


L’électricité est consommée moins d’un dixième de seconde après avoir été générée, son coût de production fluctue très rapidement avec la demande instantanée et les centrales appelées pour y répondre. Par ailleurs, elle exige un réseau de transport entre producteur et consommateur. De plus elle n’est pas stockable.


Les marchés bilatéraux :
Chaque centrale d’une zone est libre de démarrer, de caler sa puissance et de s’arrêter quand bon lui semble. Elle peut vendre sa production deux ans à l’avance (marchés à terme). La veille pour le lendemain (marché spot). Ou bien de l’offrir en temps réel au GRT sous forme de flexibilité (marché d’ajustement). Elle choisira la combinaison la plus avantageuse en fonction de ses prévisions de prix sur chacun des compartiments. L’opérateur du réseau se contente de fournir l’infrastructure informatique qui permet aux négociants d’échanger l’électricité et il met en place un mécanisme qui incite au sérieux.


Une bourse de commerce domine le continent : EEX (European Electricity Exchange), très prisée pour son mécanisme d’enchères horaires au fixing la veille -pour le lendemain (7-8 % de la consommation) et dans une moindre mesure pour ses futures.

En France, l’essentiel du commerce de gros de l’électricité s’effectue de gré à gré (OTC), par transactions directes ou à travers des courtiers et plateformes de négoce. Le négoce s’est développée en 2001 sous la pression du régulateur qui a obligé EDF à vendre des centrales virtuelles Le marché Power Day-ahead est lancé en novembre 2001 et son complément à terme (Powernext Futures) en juin 2004. Powernext complète son offre avec un marché intra-journalier en juillet 2007. En 2009, EEX et Powernext lancent EPEX spot (50-50) et EEX Power Derivatives (EPD présent à Paris et Leipzig ; 20 % Powernext et 80 % EEX).


Définitions :

Le marché de gros = le marché où l’électricité est négociée (achetée par les fournisseurs ou négociants et vendue par les producteurs) avant d’être livrée sur le réseau à destination des clients finals (particuliers ou entreprises).


Les acteurs qui interviennent sur le marché de gros :

- les producteurs d’électricité (qui détiennent les centrales de production) qui négocient et vendent leur production ;
- les fournisseurs d’électricité qui négocient et s’approvisionnent en électricité et qui vendent ensuite l’électricité pour la consommation des clients finals ;
- les négociants qui achètent pour revendre et favorisent ainsi la liquidité du marché ;
-  les opérateurs d’effacement qui valorisent la consommation évitée de leurs clients.


Les lieux d’échange :

Les échanges peuvent se faire :

- sur des bourses (Epex Spot France = produits spot et EEX Power Derivatives France pour les produits futurs) ;
- de gré à gré intermédié = via un courtier ;
- directement de gré à gré (bilatéral pur)

Les transactions peuvent être purement financières (achat puis vente) ou déboucher sur une livraison physique sur le réseau français.


Les différents segments du marché de gros :

En amont, l’électricité injectée sur le réseau français provient :

- des centrales de production (95 %)
- d’importations en provenance d’autres pays européens

Une partie de la production n’est pas négociée sur les marchés —> directement livrée aux clients finals du fait de la présence d’entreprises intégrées (à la fois producteur et fournisseur = EDF).

A partir du 1er juillet 2011 = ARENH. Les fournisseurs ont un accès régulé à l’électricité nucléaire historique. Autrement dit ils peuvent acheter de l’électricité à EDF à un prix régulé et pour des volumes déterminés par le régulateur (pas de négociation).

Le reste de la production sera négociée sur les marchés de gros, donnant lieu à plusieurs transactions.

En aval, l’électricité est soutirée du réseau :

- pour la consommation finale pour plus de 80 %
- pour les exportations
- une partie est perdue lors du transport de l’électricité


Produits spot :

On distingue les produits spot ou au comptant (achetés pour livraison le jour-même ou le lendemain) et les produits à terme (achetés pour la livraison sur une période future donnée).

Selon les marchés, les produits spot sont :

- des produits journaliers (Day-ahead) ou week-end caractérisés par une livraison en "base" (24h/24 et 7j/7) ou en pointe (livraison de 8h00 à 20h00 du lundi au vendredi)
- des produits demi-horaires, horaires ou par blocs de plusieurs heures

Le prix de référence pour le spot est le prix du produit Day-ahead sur la bourse EPEX SPOT, fixée tous les jours entre 12h30 et 13h00 après un mécanisme d’enchères. Il s’agit d’un prix négocié la veille pour livraison le lendemain qui reflète l’équilibre offre-demande à court terme, avant l’ajustement (réalisé par RTE en temps réel).

Ces prix de court terme sont soumis à une forte volatilité. L’électricité ne peut être stockée (un excès de demande à un moment donné ne peut être compensé par un excès d’offre quelques heures auparavant) et des facteurs influençant l’équilibre offre-demande peuvent varier brutalement, comme les conditions climatiques (froid faisant augmenter la consommation, absence de vent induisant une chute de la production éolienne...) ou des événements prévus ou non sur le parc électrique (centrale tombant en panne par exemple).


Produits à terme :

Pour minimiser les risques liés au marché spot, les acteurs du marché de l’électricité signent des contrats de vente/d’achat d’électricité pour fourniture dans les semaines, mois, trimestres ou années à venir, à un prix négocié à la date du contrat. Ces contrats à terme ou future portent sur des produits standardisés, afin de faciliter leur échange (par exemple, la livraison d’un MW d’électricité en base, c’est-à-dire pendant toutes les heures du mois, ou en pointe, c’est-à-dire de 8h à 20h du lundi au vendredi).

Ayant un horizon plus lointain et correspondant de fait à une moyenne des prix spot anticipés pour la période considérée, les produits à terme sont moins volatils. Ce sont ces produits qui servent pour la définition des prix aux clients finals : en effet, lorsqu’un fournisseur signe un contrat avec un client, il va en général se couvrir, pour la majeure partie des livraisons qu’il aura à effectuer, en achetant les produits à terme nécessaires —> Prix du produit base Y+1 en France.


Un exemple de transaction :

Négocier de l’électricité, c’est essentiellement échanger de l’énergie : une société A prend livraison d’énergie d’une société B en un point d’un réseau électrique sur une période définie à l’avance. Il y a donc transfert du titre de propriété par l’intermédiaire d’un contrat.

Par exemple : Total achète 100 MW de base à EDF en France à 50 €/MWh pour l’année 2013. Cette transaction contient beaucoup de conventions implicites :

1/ Elle sous-entend que la France est une plaque de cuivre et que l’électricité livrée à Marseille est strictement identique à celle livrée à Paris. On ne sait donc pas quelle centrale particulière produira cette énergie en 2013 et cela importe peu.

2/ Les contractants n’ont pu s’engager que parce qu’ils sont signataires de contrats cadres avec l’opérateur de réseau, RTE, qui agit comme une chambre de compensation. Ces contrats définissent des comptes physiques, ainsi que les pénalités encourues par les utilisateurs du réseau s’ils ne sont pas équilibrés heure par heure. Le compte de Total auprès du RTE sera ainsi crédité de 100 MWh et celui d’EDF simultanément débité de 100 MWh pour chacune des 8760 heures de l’année 2013. La transaction crée pour les deux parties l’obligation irrévocable de déclarer cet échange au RTE, sous forme de nominations (sur une liaison sécurisée).

3/ Il existe différentes "qualités" pour l’électricité, qui sont définies avec soin dans les transactions commerciales : en l’absence de stockage, l’énergie vendu le matin ne se confond pas avec celle produite le soir. Elle n’a donc pas le même prix comme le montre la figure ci dessous qui superpose la demande horaire française aux prix formés (spot) sur la bourse EPEX pour le 30 décembre 2011.
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Sur le marché de gros, on peut traiter plusieurs produits à puissance constante : la base (toute la semaine, 24h par jour), la pointe (du lundi au vendredi de 8h à 20h), le hors pointe (toutes les périodes de la base, à l’exception de celles incluses dans la pointe), des blocs de quatre heures ou des tranches horaires.

4/ La vente d’EDF à Total donne lieu à un paiement de 100 MW * 8760 h * 50 €/MWh = 43 800 000 €, en douze mensualités, à des dates définies par contrat. Si le mécanisme financier de la transaction n’implique pas l’opérateur du réseau (RTE), on dit qu’elle fait partie du marché bilatéral (de gré à gré). Notons qu’on aurait pu remplacer EDF par EPEX , c-a-d que, dans cette architecture de marché, la bourse n’est qu’une contrepartie parmi d’autres, qui est en concurrence avec les transactions de gré à gré.


Les échanges peuvent se faire :
- sur des bourses (Epex Spot France = produits spot et EEX Power Derivatives France pour les produits futurs) ;
- de gré à gré intermédié = via un courtier ;
- directement de gré à gré (bilatéral pur)


L’exemple qui précède pourrait laisser penser que le négoce d’énergie électrique n’est qu’un ensemble de jeux d’écriture réservé aux spéculateurs, sans lien avec la réalité physique de l’offre et de la demande en France. Il n’en est rien. Les producteurs déclarent leurs centrales au RTE : leur énergie, qui est mesurée en temps réel, vient alors abonder automatiquement leurs comptes physiques. Suivant le même principe, les revendeurs déclarent les clients qui leur sont rattachés afin que leur consommation vienne également au débit de leur compte physique, heure par heure.

Imaginons une froide journée d’hiver : la consommation des ménages, la plus sensible à la température, est très forte ; les fournisseurs d’électricité anticipent pour le lendemain un accroissement de la demande adressée à leurs comptes physiques ; ils vont s’empresser de les regarnir, en concluant des achats auprès des producteurs (spot) . Si, dans le même temps, de nombreuses centrales sont en panne, l’offre est plus rare, ce que le marché va découvrir instantanément : un acheteur appelle son fournisseur habituel et constate qu’il n’a plus d’électricité à offrir au prix marché ; il se tourne vers un concurrent, lequel en déduit qu’il n’est pas le seul à avoir des ennuis de production et en profite pour augmenter ses offres ; l’acheteur s’impatiente et accepte ce terme moins favorable : le prix du marché est monté et sert de nouvelle référence ; il rend économique l’appel à une centrale plus chère, qui vient satisfaire la demande.

Encore plus qu’avant, dans un marché dérégulé, la prévision de la demande et des pannes devient donc une compétence essentielle des électriciens. Si la consommation est plus forte que prévue, il n’y aura pas assez d’énergie dans le compte des fournisseurs et c’est l’opérateur du réseau qui devra se porter vendeur en dernier ressort. C’est ce qu’on appelle le marché de l’ajustement. Le prix y est dissuasif. Malgré cette erreur de prévision, le client, lui, n’a aucun risque d’être coupé : les déficits d’énergie se traduisent par des pénalités financières pour son fournisseur, jamais par une interruption de son approvisionnement tant qu’il y a assez de capacités construites pour satisfaire la demande totale (le fournisseur prend à charge le risque).


Le négoce d’énergie :
Ce mécanisme d’échange ouvre la voie à une activité de négoce sans centrales et sans agences de vente. Sur le marché de gros, une banque peut acheter 25 MW d’électricité de base à EDF pour livraison en janvier 2014 et la revendre plus tard à Total, à un prix différent ; elle agit en intermédiaire pur (de gré à gré intermédié = telle qu’un courtier). Physiquement, pour chaque heure du mois considéré, elle déclarera à RTE recevoir 25 MWh d’EDF et livrer simultanément 25 MWh à Total. Ses négociants n’ont plus qu’à se soucier du prix et de son évolution (augmentation de la marge).


Quand on se réfère aux marchés de l’énergie, on doit distinguer le marché de gros (wholesale) et le marché de détail (retail) : le premier est le lieu de rencontre des producteurs et des sociétés de vente ; le second celui où se passent les contrats entre détaillants d’une part et le ménages, industriels et commerces d’autre part.


Les marchés de détail :
Les coûts de commercialisation des produits énergétiques sont faibles. Dans le cas de l’électricité, ils ne dépassent qu’exceptionnellement 5 % du prix de vente final. Il y a donc peu de gains à attendre de l’ouverture des marchés de détail et peut être même des pertes, si on tient compte des dépenses nouvelles de pub.

La marge brute = différence entre le prix de détail et le prix de gros. Elle n’est pas nécessairement positive sur les marchés tellement compétitifs que certains acteurs ne raisonnent qu’en termes de conquête de parts de marché.

Dans les marchés électriques restructurés, le prix au client final est calculé en additionnant quatre composantes (plus la marge brute) :

Prix de gros de l’énergie (base, future)
+ Prix de la dentelle/ajustement du profil de consommation
+ Coûts de transport
+ Taxes et contributions diverses
= Prix rendu site

Le prix de gros est celui du profil qui décrit le mieux la consommation horaire passée du client. Par exemple, l’empilement de 20 MW de base et 10 MW de pointe sur toute l’année, assortis de 5 MW supplémentaire entre 16h et 20h pendant les jours ouvrés.

Le prix de la "dentelle" reflète les coûts associés aux incertitudes autours de ce profil idéalisé. Lorsqu’un fournisseur constate que ses clients soutirent moins d’énergie (parce que la température est supérieure aux normales saisonnières par exemple), c’est sans doute vrai aussi pour ses concurrents, de sorte que le prix spot de l’électricité sera bas ; inversement, s’il fait très froid, ses clients tirent plus et le prix sont hauts. Cela engendre des coûts, qui font l’objet d’une charge forfaitaire à la signature du contrat. Tout se passe comme si le fournisseur avait vendu des droits de soutirage à ses clients (options d’achat au prix du contrat). Un électricien intégré (EDF) verticalement n’est pas vraiment affecté parce qu’il dispose lui même de réserves qu’il a facturées implicitement au client.


Une partie de la production n’est pas négociée sur les marchés —> directement livrée aux clients finals du fait de la présence d’entreprises intégrées (à la fois producteur et fournisseur = EDF).

Un revendeur pur ou fournisseur est particulièrement exposé aux pics de prix sur les marchés spot.

La SNCF a par exemple un profil qui présente des pics de charge à chaque départ de train : son ajustement lui coûte un prix dépendant du fournisseur (contrat ou achat sur un marché de l’ajustement).

Les autres éléments constitutifs du prix rendu site (le transport et les taxes) ne sont pas négociables :

1/ L’acheminement dépend de la tension d’alimentation du site et de son facteur de charge (taux d’utilisation de la puissance souscrite) : en France, il s’agit du TURPE (Tarif d’utilisation du réseau public de l’électricité) réglementé. Il est établi en fonction de la puissance souscrite et de l’énergie soutirée du réseau.

2/ Les taxes, telles que la CSPE, tiennent compte des subventions accordées aux énergies renouvelables, à la cogénération et au surcoût de la production lié au principe de continuité territoriale avec les îles.


Les marchés de gros :

Sur les marchés de gros, la structure des coûts est différente. En particulier, les coûts à la production représentent environ la moitié du prix livré de l’électricité, de sorte que l’instauration de la concurrence sur le marché de gros y est plus susceptible de conduire à des réductions de prix significatives. C’est là le domaine de prédilection des négociants, qui peuvent prendre des positions sur l’évolution des prix. Ce marché comprend plusieurs compartiments qui sont en interaction permanente :

1/ Le marché spot (la veille pour le lendemain ou day-ahead), où chaque heure ou demi-heure est traitée séparément dans le cadre de transactions bilatérales.

2/ Le marché du jour même (within-day) pour les derniers réglages, qui n’existent pas partout

3/ Les marchés à terme où les transactions peuvent être physiques ou financières (forward, futures, swaps).


À quoi sert Powernext :

C’est un marché organisé qui permet de gérer le risque " volume " des producteurs et fournisseurs d’électricité ainsi que des consommateurs éligibles. Pour bien comprendre, il faut avoir à l’esprit que l’électricité est un bien qui ne se stocke pas alors que la consommation à court terme est très fluctuante car largement tributaire des aléas de la météo. Ainsi, une variation de la température de 1°C représente une variation de consommation correspondant à la production d’une tranche nucléaire de 1 000 mégawatts. À tout instant, le réseau de transport géré par RTE (Réseau de Transport d’Électricité) doit être équilibré entre production et consommation, faute de quoi il pourrait y avoir risque de délestage ou " black out " comme ce fut récemment le cas en Italie, mais aussi en Grande-Bretagne et aux États-Unis. Les opérateurs doivent donc ajuster leurs programmes de production et gérer leurs courbes de charge jusqu’au dernier moment. Powernext est la plate-forme d’échanges centralisée, régulée et sécurisée qui permet à ses 36 membres (à ce jour), 365 jours par an, l’équilibrage de leurs positions acheteuses et vendeuses la veille pour livraison le lendemain. Powernext détermine un prix qui est désormais considéré comme la référence du marché à court terme. Elle ne jouit toutefois pas de l’exclusivité de ce type de transactions, puisque environ 50 % des besoins d’équilibrage se négocient encore sur le marché de gré à gré en bilatéral et avec une moindre transparence.

On appelle " ruban " la part de consommation stable et prévisible et " dentelle " les 10 % soumis à variation.