Contribution de l’UFE sur les mesures d’urgence concernant les prix élevés de l’énergie

Le 9 septembre le Conseil des Ministres de l’énergie sous la présidence tchèque a mis sur la table un certain nombre de propositions pour tenir compte du niveau atteint et de la très grande volatilité des prix qui affectent les consommateurs européens et risquent de mettre en danger la compétitivité européenne.

Le 14 septembre, la Commission européenne a publié une proposition de règlement relatif à une intervention d’urgence concernant les prix élevés de l’énergie.

Le vendredi 30 septembre, les Ministres de l’Energie des 27 Etats membres tenteront de s’accorder sur les mesures d’urgences proposées par la Commission européenne.

Dans cette note, l’UFE analyse les propositions portées par les différentes parties prenantes, institutions comme acteurs de marché.

I – Les mesures proposées par la Commission européenne

1. Proposition de la Commission européenne d’un objectif de réduction obligatoire de la consommation de 5% aux heures de pointe, et d’un objectif non contraignant de réduction de 10% de la consommation d’électricité jusqu’au 31 mars 2023.

A titre liminaire, l’UFE souligne la nécessité que les objectifs de réduction de la consommation d’électricité pour le passage de l’hiver n’entravent pas la nécessaire électrification des usages qui contribuent à accroitre l’efficacité énergétique et climatique.

L’UFE constate que l’objectif de réduction de la consommation de 5 % proposé par la Commission européenne est en ligne avec les analyses du passage de l’hiver publiées par RTE le 14 septembre dernier.

Concernant les modalités de mise en œuvre de la proposition de la Commission, l’UFE rappelle la nécessité d’avoir une réflexion globale qui porte tant sur les évolutions de tarifs et d’offres incitant au lissage des consommations que sur les équipements d’efficacité énergétique et de pilotage qui feront que ces tarifs horo-différenciés auront un impact effectif sur les niveaux de consommation.

Toutes les mesures visant à renforcer l’efficacité énergétique, à consommer plus efficacement l’électricité dans chaque usage, et à réduire la demande pendant les périodes de tension vont dans ce sens. L’UFE soutient donc plusieurs catégories de mesures tant au niveau national qu’européen, qu’il y aura avantage à pérenniser.

La première concerne l’amélioration du pilotage de la demande :

• Intensifier le soutien au déploiement d’outils dédiés de pilotage et d’effacement de la demande, en visant les usages les plus énergivores et les plus pilotables ;
• Développer l’accès des consommateurs aux données de consommation électrique issues des compteurs intelligents, afin de les aider à maîtriser leur consommation ;
• Permettre l’accès aux données des batteries des véhicules électriques afin de développer des solutions de pilotage de la recharge et donc d’apporter de la flexibilité au système électrique. Les directives relatives aux énergies renouvelables ainsi qu’à la performance énergétique des bâtiments doivent désormais disposer quant à ce nécessaire accès non discriminatoire aux données des véhicules électriques. Cela doit être complété au niveau français par un soutien fiscal à l’installation de bornes de recharge intelligente permettant dans un premier temps le pilotage tarifaire de la recharge et dans un second temps le pilotage bidirectionnel.

La seconde vise à valoriser davantage les sources d’énergies renouvelables et de récupération disponibles localement en accélérant :

• Le raccordement des bâtiments aux réseaux de chaleur et de froid vertueux et faciliter le développement de ces derniers ;
• Les rénovations thermiques avec installation de pompes à chaleur. Sur ce dernier point, l’UFE demande à la Commission de fixer des objectifs chiffrés en matière d’installation de pompes à chaleur et que soient incluses explicitement les pompes à chaleur air/air afin de permettre les rénovations des bâtiments dont l’énergie de chauffage est l’électricité.

S’agissant de déplacer des consommations d’électricité vers les heures creuses, l’effet d’un certain nombre de mesures relatives aux signaux de prix peut être précieux^[1] dès lors que les signaux tarifaires répondent à des tensions sur le système électrique (logique des tarifs à pointe mobile) et non pas à une réplication simpliste des prix de spot. Le développement des offres différenciées selon les plages horaires est de toute façon souhaitable dans la perspective de la transition énergétique à venir. L’UFE souhaite que, aussi rapidement que possible, la part des offres horo-saisonnalisées augmente dans la fourniture d’électricité.

• La mise en place d’une tarification obligatoire de réseau à quatre index est d’ores-et-déjà programmée et permettra d’envoyer un signal tarifaire été-hiver en plus d’un signal heures pleines-heures creuses. L’UFE recommande par ailleurs de reprendre les réflexions (i) autour de l’introduction d’un signal de pointe mobile dans la tarification des réseaux et (ii) sur le soutien au développement d’offres incitant les clients à adapter leur consommation lors des périodes de tension, fondées sur les grilles fournisseurs des compteurs communicants.
• Si la liberté des offres de prix doit être préservée, en revanche les tarifs réglementés, dans le respect du cadre européen, et les offres de marché devraient inciter au pilotage des consommations. S’agissant des tarifs réglementés, l’attractivité relative des options heures pleines – heures creuses par rapport à l’option base devrait être sécurisée, dans le respect du critère de contestabilité.
• Enfin, la modification des plages horaires d’heures creuses devrait être étudiée, y compris leur répartition selon les saisons.
• Pour les mêmes raisons les effacements devraient être stimulés. En complément des appels d’offres, l’UFE propose d’examiner la mise en place de guichets ouverts encadrés en volume de nature à accélérer la montée en puissance de la filière des services d’effacement, notamment des effacements diffus.

2. Proposition de la Commission européenne d’un plafond de prix (price cap) uniforme au niveau européen de 180€ par MWh pour les centrales infra-marginales :

A titre liminaire, l’UFE souligne la capacité du marché européen intégré et harmonisé à optimiser le système électrique à court terme. L’UFE n’est en général pas favorable aux mesures d’administration des prix sur les marchés de gros qui risquent de distordre la formation des prix et donc de désoptimiser le système électrique.

L’UFE peut néanmoins partager, dans la situation de crise actuelle, la démarche générale de la Commission européenne visant à récupérer une partie des rentes réalisées par les centrales de production infra-marginales pour autant qu’il s’agisse de répondre de manière urgente et limitée dans le temps aux problèmes posés par les prix actuels très élevés sur le marché de gros. La mise en place d’une telle démarche doit en particulier être circonscrite à une période clairement définie et limitée, en raison, si ce n’était pas le cas, des risques de décourager les investissements pourtant urgents et nécessaires dans les nouveaux moyens de production décarbonés et ne doit pas interférer dans la réflexion sur les nécessaires évolutions de market design de moyen/long terme permettant de remplir cet objectif.

Toutefois, l’UFE se doit de signaler que, dans sa forme actuelle, cette mesure soulève des difficultés importantes :

• Tout d’abord, la mesure n’agit pas sur le marché de gros ni sur la corrélation entre les prix de gros du gaz et de l’électricité, pourtant identifiée par la Commission européenne comme l’origine du problème.

• Elle envoie ensuite un mauvais signal de transition énergétique en démontrant la réalité d’un risque régulatoire susceptible de remettre en cause de façon rétroactive des revenus supposés déjà sécurisés – ce qui peut freiner les investissements dans les énergies bas carbone nécessaires à l’atteinte des objectifs de décarbonation de l’UE.

• Le rendement de la mesure estimé par la Commission européenne (117 Mds d’euros à l’échelle de l’UE) est enfin probablement largement surestimé. Son évaluation semble reposer sur une conception erronée du marché de l’électricité, selon laquelle les producteurs bénéficient tous des prix spot élevés sur les marchés day-ahead. En réalité la majorité de la production (en particulier la production inframarginale) est vendue à terme à des fins de couverture visant à réduire le risque de prix du portefeuille, ce qui protège également les clients. Par conséquent, les producteurs ne reçoivent les prix spot que pour une fraction de leur production si celle-ci n’est pas entièrement couverte. Pour le reste, ils reçoivent les prix fixes convenus à l’avance. Ajouté au fait que le plafonnement ne porte pas sur les recettes déjà plafonnées par des mesures étatiques préexistantes, l’UFE doute qu’il permette aux États membres de collecter les 117 milliards d’euros prévus par la Commission européenne.

La proposition soulève par ailleurs des difficultés de mise en œuvre et des risques d’effets pervers.  Cette mesure :

• Se heurte à une complexité importante puisque les acteurs de marché gèrent généralement la couverture de leurs activités sur la base de leur portefeuille et non pas par actif distinct. Ainsi, il est important de préciser que les revenus des producteurs (sur une certaine période) doivent être estimés en prenant en compte (a) les différentes sources de revenus sur différentes échéances, (b) les différents instruments transactionnels, (c) les spécificités diverses des entreprises, et (d) différentes juridictions (e.g. transactions transfrontalières). Une telle estimation est complexe et doit s’envisager sur une base déclarative mensuelle ;
• Nécessite d’importantes adaptations des processus informatiques et administratifs qui seront très difficiles à mettre en œuvre d’ici le 1er décembre au plus tard comme le demande la proposition de règlement ;
• Occasionne en l’état des effets de bord qui pourraient avoir pour conséquence de ne pas faire fonctionner des outils de production pourtant nécessaires, ou d’en désoptimiser le fonctionnement, avec un impact potentiel sur la sécurité d’approvisionnement. Par défaut, elle peut en effet conduire à distordre le dispatch de court terme en soumettant à plafonnement des actifs (centrales biomasse, TAC fioul) qui pourraient être dissuadés de fonctionner en raison de coûts variables supérieurs au plafond. L’inclusion des centrales hydrauliques avec réservoir pourrait quant à elle désoptimiser le placement de leur production durant la période d’application. A cet égard, les unités de production à partir de biomasse, les TAC fioul et les centrales hydrauliques avec réservoir devraient faire partie de la liste des unités exemptées au risque de les dissuader sinon de fournir la flexibilité nécessaire à la sécurité d’approvisionnement ;
• Pose la question de la cohabitation avec les mécanismes régulatoires (type ARENH ou complément de rémunération, voire fiscalité exceptionnelle) déjà en place et différenciés selon les Etats membres ;
• Etant difficile voire impossible à appliquer, l’UFE met en garde contre les risques de simplification qui pourraient être dangereux pour l’industrie électrique (formule qui consisterait à prendre le volume produit ou vendu sur le spot et à retirer à sa rémunération apparente au spot les 180€, avec des montants taxables ne tenant pas compte de la réalité des couvertures). Un tel raccourci reviendrait à imposer les producteurs sur des montants qui ne seraient absolument pas représentatifs de leurs revenus réels mettant potentiellement certains de ceux-ci en situation financière extrêmement délicate.

Si une telle mesure devait malgré tout être mise en œuvre au niveau européen, l’UFE juge qu’elle devrait nécessairement s’accompagner des principes suivants : 

• Conserver un cadre de cohérence européen en s’assurant :
  • Que les États membres ne soient pas autorisés à prolonger ou à introduire des mesures supplémentaires qui limitent davantage les revenus des producteurs d’électricité
  • De fournir des orientations pour permettre une mise en œuvre harmonisée vis-à-vis des couvertures passées et futures de portefeuille afin d’éviter de fragmenter le marché européen de l’électricité
• Donner aux États Membres une marge de manœuvre suffisante :
  • Dans les modalités d’application pour s’adapter aux spécificités régulatoires nationales (ARENH, complément de rémunération pour les EnR en France, contributions redistributives pour les concessions hydrauliques, etc).
  • Dans les modalités de redistribution des rentes collectées aux consommateurs de manière à laisser la possibilité de redistribuer non seulement aux consommateurs particuliers et PME mais aussi aux industriels. Ces derniers, contrairement aux consommateurs particuliers et PME ne figurent pas dans la proposition de règlement et mériteraient d’être explicitement cités, à tout le moins dans les considérants.

II – Les mesures techniques pour atténuer les problèmes de garanties et de liquidités rencontrés par les acteurs de marché

1. Soulager les entreprises face à l’augmentation des appels de marge :

L’UFE rappelle que les acteurs de marché ont des engagements de moyen terme et que leurs contrats les contraignent à régler des appels de marge. En période de prix très élevés, comme c’est le cas actuellement, il devient très difficile, voire impossible à certains d’entre eux, de faire face à leurs obligations. Dès lors, l’UFE invite à explorer deux pistes pour soulager les entreprises face à l’augmentation des appels de marge :

• Modifier les formules de calcul qui déterminent le montant du collatéral ;
• Demander à un acteur financier public ou semi-public tel que la BCE ou la BEI soit de verser une partie de l’appel en leur lieu et place, soit de les couvrir par un fonds de garantie ad hoc.

2. Plafonner le prix sur le SDAC (Single Day-ahead Coupling) et réviser la méthodologie HMMCP (Harmonised Maximum and Minimum Clearing Prices) :

Tout en rappelant son attachement au principe général d’une libre formation des prix de marché de l’électricité qui garantissent l’optimisation des moyens de production disponibles, l’UFE est favorable au gel temporaire du prix de clearing maximum day-ahead à son niveau actuel (4000€ du MWh), tel qu’annoncé par les NEMOs. L’UFE considère en effet que, dans le contexte actuel, ce gel temporaire permet de désamorcer la spirale inflationniste sur le prix plafond day-ahead et de limiter subséquemment le niveau des appels de marge pour les acteurs de marché et le niveau des prix forwards (notamment du Calendar 23), qui semble actuellement décorrélé des fondamentaux et tiré par la forte incertitude sur les épisodes de défaillance à venir. Indépendamment de ce gel, la méthodologie HMMCP doit être revue, comme demandé à l’ACER par les NEMOs et TSOs.

Dans les circonstances actuelles, l’UFE pourrait même soutenir une diminution du prix de clearing maximum considérant que l’effet du plafond sur le niveau des appels de marge pèsera d’autant moins que ce plafond sera bas. Toutefois, la baisse du prix de clearing maximum day-ahead, ayant un impact sur l’écrêtement de la couverture financière et augmentant les volumes manquants à acquérir dès lors sur les marchés intraday et balancing à des montants potentiellement plus élevés, l’UFE demande à ce que toute diminution du prix de clearing maximum en dessous du niveau initial de 3000€ /MWh soit accompagnée de mesures limitant le transfert opportuniste de capacité du marché day-ahead vers les marchés intraday et balancing.

Concernant la règle actuelle selon laquelle le prix de clearing maximum du day-ahead est systématiquement augmenté de 1000 EUR/MWh lorsque le prix de clearing dépasse une valeur de 60 % du prix de clearing maximum, l’UFE met en garde contre le risque d’emballement des prix de l’énergie notamment dans le cas de problèmes d’adéquation pour les prochains hivers. Les exigences en matière de garantie peuvent être affectées par le maintien de prix de clearing maximum élevés. Dans le cadre de sa réponse à la consultation des NEMOs de juillet 2022, l’UFE appelait ainsi à mettre en œuvre une certaine inertie dans la hausse des prix de clearing et invitait à explorer les leviers suivants :

• Augmenter le seuil de déclenchement au-delà de 60 %,
• Exclure les cas où l’atteinte du seuil de déclenchement n’est pas liée aux fondamentaux du marché mais à une erreur technique ou opérationnelle,
• Fixer un nombre maximum d’augmentations du prix de clearing maximum par an/par saison.

L’UFE approfondit actuellement ces propositions dans le cadre de sa réponse à la consultation de septembre de l’ACER sur la révision du mécanisme automatique d’ajustement des prix de clearing maximal et minimal.

III – Les mesures d’urgence temporaire incluant un cap sur le prix du gaz

Si le cap gaz, quelles qu’en soient les modalités (cap sur le gaz électrogène, cap global sur les prix de gros du gaz), ne fait pas partie des propositions du projet de règlement de la Commission européenne soumis au Conseil, il fait l’objet de vives discussions. La Commission européenne a annoncé la création d’une Taskforce pour réfléchir aux mesures à mettre en place sur le gaz.

Dans ce cadre, l’UFE se doit d’analyser objectivement les avantages et inconvénients de ces options ainsi que leurs effets sur les prix de l’électricité :

1. Un prix administré du gaz à l’échelle européenne utilisé pour la production d’électricité

L’UFE note qu’une extension de la mesure de plafonnement des prix du gaz électrogène appliquée depuis mars en Espagne et au Portugal est soutenue par le gouvernement français pour atteindre l’objectif de découplage des prix de gros de l’électricité et du gaz avancé par la Commission Européenne et faire diminuer les prix spot durant les périodes de marginalité gaz. A titre d’exemple, un niveau du plafond du gaz à 60/70 Euros MWh aurait un effet sur les prix de l’électricité autour de 180 Euros le MWh.

Cette mesure comporte toutefois certains effets distorsifs potentiels sur l’ordre de mérite des marchés spot de l’électricité et du gaz, impacte la valeur des couvertures financières et pourrait conduire à fausser les flux transfrontaliers avec les pays tiers et/ou les États membres de l’UE qui n’appliqueraient pas ce mécanisme. Elle induit par ailleurs une forme de compensation dont la charge devra in fine être supportée par le consommateur.

Pour être opérante, une telle mesure devrait ainsi nécessairement tirer parti du retour d’expérience du mécanisme ibérique et s’accompagner des modalités suivantes :

• Une mise en œuvre à la maille européenne pour éviter toute distorsion entre pays,
• Une approche concertée avec les pays frontaliers hors UE (exemple Royaume-Uni et Suisse) ou une gestion des interconnexions de telle sorte qu’un tel mécanisme ne provoque pas une incitation à surconsommer du gaz,
• Un calendrier/des critères de levée du plafonnement garantissant le caractère temporaire du dispositif.

2. Un plafonnement de prix pour l’achat du gaz

Une autre option consisterait à mettre en place un plafonnement du prix du gaz en donnant à l’Union européenne la possibilité de fixer un prix maximum pour ses achats de gaz. Cette mesure pourrait, en fonction du niveau du plafond, entraîner une réduction des prix à la consommation, tant pour le gaz que pour l’électricité, et donc une diminution des coûts de l’électricité produite par les centrales électriques au gaz.

Certaines modalités discutées consisteraient à appliquer ce cap au seul gaz provenant des gazoducs russes. Une telle mise en œuvre comporterait un risque élevé d’interruption totale de l’approvisionnement en gaz russe, impactant inégalement les États membres en fonction de leur exposition. Même sans interruption totale, elle serait toutefois d’un effet limité sur les prix de l’énergie puisque les flux de gaz russe ont d’ores et déjà été considérablement réduits.

Un plafonnement global des prix de gros du gaz, y compris GNL, pourrait permettre une diminution des coûts de l’électricité produite par les centrales électriques au gaz et une répercussion sur le prix de l’électricité fonction du niveau auquel le plafond serait fixé. A titre d’exemple, un niveau de plafonnement global du prix de gros du gaz à 100€ du MWh résulterait en un prix de gros de l’électricité de l’ordre de 250€ du MWh. Ainsi, l’effet de ce plafond sur les prix de l’électricité serait d’autant plus élevé que ce plafond serait bas. Pour le GNL supplémentaire nécessaire à la sécurité d’approvisionnement et acheté par l’Europe en concurrence avec l’Asie, un mécanisme d’achat à prix mondial devrait être ajouté avec système de compensation à prévoir. Cette mesure de plafonnement des prix de gros du gaz soulève toutefois des risques en matière de sécurité d’approvisionnement (risque d’absence d’accord avec les pays producteurs de gaz, voire de mesures de rétorsion en cas de plafond trop faible).

Si une telle mesure devait être mise en œuvre, l’UFE juge qu’elle devrait nécessairement être temporaire, coordonnée dans tous les États membres de l’UE et complétée par les éléments suivants afin de limiter les distorsions du marché et de faire face aux risques liés à la sécurité d’approvisionnement :

• Correspondre à un plafonnement à l’échelle de l’UE du niveau de prix pour l’ensemble du gaz importé en Europe (par gazoduc et GNL sans viser spécifiquement le gaz russe). A ce titre, il sera nécessaire que des incitations supplémentaires soient aménagées pour attirer le GNL au-delà du plafond (certains proposent par exemple des CfD pour les transactions spot de GNL),
• S’appliquer à toutes les échéances (y compris infrajournalières et d’équilibrage) et à tous les marchés (contrats de gros, de gré à gré, à long terme),
• S’accompagner de mesures visant à modérer la demande en gaz,
• Comporter un calendrier/des critères de levée du plafonnement garantissant le caractère temporaire du dispositif.

[1] Elles sont applicables aux clients dotés de compteurs communicants.