Marché de l’électricité : facteurs influençant la formation des prix de gros dans une petite économie ouverte - Enseignements tirés de la relance du nucléaire en Belgique [ Working Paper 09-16 - 12/10/2016]

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  Auteurs

Danielle Devogelaer (A), Benoît Laine (A)
 
A : Auteur, C : Contributeur

  Type de publication

Working Papers

Le Working Paper présente une étude ou analyse menée d’initiative par le BFP.

Les prix de gros de l’électricité perturbent aujourd’hui les marchés européens de l’électricité. La faiblesse des prix, qui s’explique par plusieurs facteurs, aussi divers que le ralentissement économique, le subventionnement des technologies de production à partir de sources variables, des initiatives plutôt réussies en matière d’efficacité énergétique, les prix bas du carbone, etc., met à mal la rentabilité des producteurs d’électricité traditionnels. Dans cette étude, nous examinons une autre source potentielle de pressions à la baisse sur les prix de l’électricité, à savoir les variations de production d’électricité nucléaire.

L’électricité d’origine nucléaire étant produite à un coût marginal relativement faible, les variations de production nucléaire tendent à induire des glissements de la partie supérieure de la courbe d’offre agrégée (à l’instar des variations de production à partir des énergies renouvelables, dont le coût marginal est proche de zéro). Pour bien cerner l’importance des effets de ces glissements sur les prix, il est nécessaire de construire une courbe de mérite (‘merit-order’) pour le marché belge. Dans cet exercice, il est essentiel de prendre en considération les échanges transfrontaliers d’énergie afin de rendre compte correctement des spécificités du marché belge. Ses grandes capacités d’interconnexion et sa forte dépendance aux importations d’électricité influencent sensiblement la forme de la courbe de mérite ainsi que son évolution dans le temps. À cet égard, l’analyse réalisée pour un marché de petite taille mais plutôt ouvert comme celui de la Belgique se différencie d’autres ciblées sur de grands marchés de l’électricité, peu dépendants des importations, comme l’Allemagne. En effet, la modélisation est ici plus complexe et les sources non contrôlées de variation des résultats plus nombreuses.

Fondamentalement, deux approches peuvent être envisagées pour construire la courbe, l’approche topdown empirique et l’approche bottom-up par optimisation. Puisque l’équipe Énergie du Bureau fédéral du Plan disposait de l'expertise et des instruments pour appliquer les deux approches, elle a fait le choix d’une double méthodologie et a donc mené les deux analyses. Les résultats ont ensuite été comparés et les différences expliquées.

La première approche est fondée sur la spécification d’un modèle statistique robuste et stable qui lie les prix à la demande, ajusté des données publiques de marché observées à haute fréquence. Le modèle est ensuite exploité pour analyser les effets des variations de production d’électricité nucléaire sur les résultats en termes de prix du marché. La quantification de ce phénomène par le biais de méthodes économétriques a révélé une baisse de prix moyenne estimée à 10 €/MWh environ sur une année pour une augmentation de capacité nucléaire de 2,5 GW.

Quant à la deuxième approche, elle est fondée sur une analyse de scénarios au moyen de l’instrument d’optimisation Crystal Super Grid et sur la base de données de spécification détaillées sur les centrales électriques et les réseaux haute tension en Europe. Cette analyse confirme l’effet négatif sur les prix pour une même variation de capacité, qui est calculée à 3,8 €/MWh en moyenne sur une année. Toutefois, des pics horaires sont observés avec des valeurs d’impact atteignant 30 €/MWh.

Outre les effets sur les prix, cet instrument d’optimisation peut aussi être utilisé pour calculer l’impact de la disponibilité des réacteurs nucléaires sur d’autres indicateurs du paysage électrique belge et européen. À titre d’exemples, on observe des effets positifs sur le niveau du bien-être général, le surplus du consommateur et les émissions de CO2. D’autre part, l’effet sur le surplus du producteur est plus contrasté : le surplus augmente pour les producteurs nucléaires mais, en revanche, diminue pour toutes les autres technologies de production utilisées en Belgique. Par conséquent, nos constatations ont des implications importantes pour les politiques à mener. En effet, elles mettent en lumière la nécessité de
tenir compte des pressions à la baisse exercées par une production nucléaire prolongée d’électricité sur les prix de gros de l’électricité au cas où l’on envisagerait de revoir (le calendrier de) la loi sur la sortie du nucléaire. Ces effets sont de nature à retarder la transition énergétique indispensable vers une économie pauvre en carbone. Les investissements requis de manière urgente dans des technologies à faible intensité de carbone et/ou flexibles pourraient être retardés ou annulés compte tenu des perspectives de prix de vente moins favorables.

D’un point de vue plus technique, les différences de résultats entre les deux approches retenues ouvrent la voie à de nouvelles recherches qui nous permettront de mieux comprendre les mécanismes de formation des prix sur le marché belge de l’électricité.