Comment les marchés de gros de l'électricité fixent le prix de l'électricité

# Comment les marchés de gros de l'électricité fixent le prix de l'électricité

Une seule centrale vient de fixer le prix pour des millions de personnes

À 10h00, un gestionnaire de réseau clôt une enchère. Des dizaines de producteurs ont soumis leurs offres pendant la nuit : la quantité d'électricité qu'ils peuvent livrer, et le prix le plus bas qu'ils accepteront. L'opérateur empile ces offres de la moins chère à la plus chère et commence à acheter, en remplissant la demande par le bas.

La dernière centrale dont il a besoin pour couvrir la demande, la plus chère qui passe encore, fixe le prix. Chaque producteur retenu touche ce même prix, y compris les moins chers. Cette unique centrale « marginale » vient de fixer le prix de l'électricité pour toute une région.

C'est ainsi que la majeure partie de l'électricité s'achète et se vend. Voyons pourquoi.

Qui fait tourner le marché

Dans beaucoup de régions, un opérateur indépendant gère le réseau et le marché. Aux États-Unis, on les appelle ISO (Independent System Operators) ou RTO (Regional Transmission Organizations). Parmi les exemples : PJM (qui couvre une partie du Mid-Atlantic et du Midwest), CAISO (Californie) et ERCOT (Texas).

Leur mission : maintenir l'équilibre entre offre et demande seconde par seconde, et organiser les enchères qui déterminent quelles centrales tournent et à quel prix.

Toutes les régions ne fonctionnent pas ainsi. Une partie du Sud-Est et de l'Ouest américains s'appuie encore sur des utilities verticalement intégrées, qui possèdent les moyens de production et dont les tarifs sont fixés par les régulateurs. Mais là où des marchés de gros concurrentiels existent, les enchères font loi.

Deux enchères comptent avant tout :

• Marché day-ahead : producteurs et acheteurs s'engagent aujourd'hui pour chaque heure de demain. C'est là que passe l'essentiel du volume.
• Marché temps réel : un marché d'ajustement qui tourne toutes les quelques minutes pour corriger l'écart entre ce qui était programmé et ce qui se produit réellement (un après-midi nuageux, une centrale qui déclenche).

Merit-order dispatch : le moins cher d'abord

Le mécanisme central, c'est le merit order, aussi appelé dispatch économique. L'opérateur classe chaque producteur disponible selon son prix d'offre, puis les appelle dans cet ordre jusqu'à couvrir la demande.

Pourquoi des prix d'offre si différents ? Essentiellement le coût du combustible.

• Le solaire et l'éolien ont un coût de combustible quasi nul. Le soleil et le vent sont gratuits. Ils offrent très bas, parfois zéro.
• Le nucléaire coûte peu à faire tourner une fois construit et se module mal, donc il offre généralement bas.
• Le gaz naturel coûte de l'argent pour chaque unité de combustible brbrLe pourcentage de visiteurs qui repartent après avoir vu une seule page, souvent le signe d'une pertinence insuffisante, d'un décalage d'intention ou d'une expérience utilisateur faible.Voir la définition complète →ûlée, donc il offre plus haut.
• Les centrales de pointe (turbines à gaz qui ne tournent qu'en pointe de demande) sont chères à exploiter et offrent le plus haut.

La pile, de bas en haut, ressemble donc souvent à ceci : renouvelables, puis nucléaire, puis gaz efficient, puis gaz plus ancien, puis centrales de pointe.

La centrale marginale fixe le prix de clearing

Voilà la partie qui surprend. Imaginez que demain à 18h00, la région ait besoin de 40 000 mégawatts (MW).

L'opérateur couvre cette demande en commençant par le moins cher. Le solaire et l'éolien passent à près de zéro. Le nucléaire passe. Le gaz peu cher passe. La demande continue de grimper et l'opérateur continue d'acheter en remontant la pile. La dernière unité nécessaire, disons une centrale à gaz ancienne offrant un certain prix, est l'unité marginale.

Tous ceux qui sont retenus touchent ce prix marginal. C'est ce qu'on appelle le prix marginal de clearing ou, plus précisément, le locational marginal price (LMP) : le prix en un point précis du réseau.

Pourquoi un prix unique pour tous ? Parce qu'un prix uniforme incite chaque producteur à offrir son coût réel. Si vous offrez trop haut, vous n'êtes pas retenu et vous ne gagnez rien. Offrez à votre coût réel et vous êtes retenu dès que le prix de marché se situe au-dessus, en capturant l'écart comme marge. Les économistes voient là une bonne propriété des enchères à prix uniforme.

Pour une introduction claire au fonctionnement du LMP et du dispatch, l'US Energy Information Administration propose des explications gratuites sur les marchés de l'électricité.

Pourquoi les prix bougent autant

L'électricité est un cas à part : elle doit être produite à l'instant où elle est consommée, et son stockage coûte cher. D'où la volatilité des prix.

Par une nuit de printemps douce et venteuse, la demande est faible et l'éolien peu cher est abondant. La centrale marginale peut être très bon marché, donc les prix sont bas.

Par un après-midi d'été chaud, la demande explose, tout le monde fait tourner la climatisation, et l'opérateur doit puiser loin dans la pile pour démarrer des centrales de pointe coûteuses. Le prix marginal bondit. Lors d'événements extrêmes (canicule, vague de froid), les prix peuvent atteindre le plafond du marché.

Prix négatifs : payer les gens pour qu'ils prennent l'électricité

Parfois le prix de clearing descend sous zéro. Les producteurs paient le marché pour continuer à tourner. Cela paraît absurde, alors pourquoi cela arrive-t-il ?

Deux raisons :

1. Des centrales inflexibles. Certains producteurs (certaines unités nucléaires ou charbon) sont coûteux ou lents à arrarrL'Annual Recurring Revenue (ARR) est le revenu normalisé et prévisible qu'une entreprise par abonnement attend de ses contrats actifs sur une année.Voir la définition complète →êter puis redémarrer. Par une nuit de faible demande, ils préfèrent payer un petit prix négatif plutôt que de s'arrarrL'Annual Recurring Revenue (ARR) est le revenu normalisé et prévisible qu'une entreprise par abonnement attend de ses contrats actifs sur une année.Voir la définition complète →êter et d'affronter des coûts de redémarrage plus élevés.

2. Les subventions. Sur certains marchés, les producteurs renouvelables touchent une incitation à l'unité (par exemple un crcrLe pourcentage de visiteurs ou de prospects qui réalisent une action attendue (achat, inscription, formulaire de contact), calculé en divisant les conversions par le nombre total d'opportunités.Voir la définition complète →édit d'impôt à la production) pour chaque mégawattheure produit. Ils peuvent rester profitables tout en offrant un prix négatif, car la subvention couvre largement la perte.

Quand beaucoup d'éolien ou de solaire arrive sur une heure de faible demande, le bas de la pile se remplit de producteurs prêts à tourner à zéro ou en dessous. Résultat : des prix négatifs. Cela se produit de plus en plus souvent dans les régions à forte pénétration renouvelable, comme certaines parties du Texas, la Californie et l'Allemagne.

Les prix négatifs sont un signal. Ils disent : nous avons trop d'électricité ici et maintenant, et pas assez de demande, de stockage ou de réseau pour l'absorber.

Marchés de capacité : payer la disponibilité, pas l'énergie

Le merit order paie l'énergie effectivement produite. Mais il y a un second problème : comment s'assurer qu'il existe assez de centrales pour couvrir la canicule qui survient une fois par an ?

Une centrale de pointe qui tourne 50 heures par an ne peut pas survivre des seules ventes d'énergie. Certains marchés (PJM est l'exemple le plus connu) organisent donc un marché de capacité distinct : ils paient les producteurs pour être disponibles et prêts, qu'ils finissent par tourner ou non.

Voyez cela comme un forfait de mise à disposition. Le marché de l'énergie paie le travail effectué. Le marché de capacité paie la promesse d'être là. L'objectif : conserver sur le système assez d'offre pilotable pour la fiabilité.

Tous les marchés ne le font pas. ERCOT au Texas est un cas célèbre de marché « energy-only », qui compte sur de fortes pointes de prix en période de rareté pour signaler le besoin de nouvelles centrales, plutôt que de payer une rémunération de capacité. Les deux architectures font l'objet d'un débat permanent entre régulateurs et économistes.

Comment les pièces s'assemblent

Rassemblons tout dans l'image d'une seule journée :

1. Pendant la nuit : les producteurs soumettent leurs offres. L'opérateur organise l'enchère day-ahead et publie les prix horaires et les programmes pour demain.

2. Tout au long de la journée : le marché temps réel ajuste toutes les quelques minutes en fonction des imprévus. Si une grosse centrale déclenche, les prix temps réel bondissent pour faire venir rapidement plus d'offre.

3. Le moins cher passe d'abord : renouvelables et nucléaire en bas, centrales de pointe en haut.

4. La centrale marginale fixe un prix unique pour tout le monde à cet emplacement.

5. Les marchés de capacité (là où ils existent) paient séparément pour garder assez de centrales disponibles les jours de pointe.

Le génie et la fragilité viennent du même fait : l'électricité se règle en temps réel, donc le prix est un signal vivant de la rareté. Bas quand l'offre est abondante. Extrême quand elle est tendue. Négatif en cas de surplus.

Pourquoi cela compte pour l'entreprise

Si vous dirigez une activité intensive en énergie (un data center, une usine, un entrepôt frigorifique), cette mécanique est votre structure de coûts. Déplacer la demande vers les heures peu chères (faire tourner les charges lourdes à 3h00, préréfrigérer avant une pointe) réduit directement votre facture. C'est la logique du demand response et du stockage par batteries : acheter ou stocker quand c'est peu cher, consommer ou revendre quand c'est cher.

Pour les investisseurs et les développeurs, le merit order explique la valeur des actifs. Le profit d'une centrale dépend de la fréquence à laquelle le prix de marché se situe au-dessus de son coût de fonctionnement. Les renouvelables écrasent les prix de milieu de journée (ils inondent le bas de la pile), ce qui reconfigure l'économie de toutes les autres centrales du réseau.

Points clés

• Le moins cher d'abord, un prix unique pour tous. Les gestionnaires de réseau appellent les producteurs en merit order, et la dernière centrale nécessaire (la plus chère) fixe le prix marginal de clearing versé à tous ceux qui sont retenus.
• Le coût du combustible structure la pile. Les renouvelables sans combustible et le nucléaire à bas coût sont en bas ; les centrales de pointe au gaz sont en haut et fixent souvent le prix en période de pointe.
• La volatilité est une caractéristique, pas un défaut. Comme l'électricité ne se stocke pas facilement, les prix oscillent entre des niveaux très bas (ou négatifs) en cas de surplus et des plafonds en période de rareté, en donnant des signaux en direct sur l'offre et la demande.
• Les prix négatifs signalent une suroffre, généralement causée par des centrales inflexibles qui évitent des coûts d'arrarrL'Annual Recurring Revenue (ARR) est le revenu normalisé et prévisible qu'une entreprise par abonnement attend de ses contrats actifs sur une année.Voir la définition complète →êt ou par des renouvelables subventionnées qui restent profitables sous zéro.
• Les marchés de capacité paient la disponibilité, un mécanisme distinct (utilisé chez PJM, absent chez ERCOT en energy-only) qui maintient disponibles des centrales peu sollicitées pour la fiabilité en pointe.