Retour de Nouvelle-Zélande

Le marché électrique néo-zélandais est comparable aux hobbits de Tolkien : il est petit par la taille, mais il montre la voie aux autres. Ce billet en décrit les principes les plus remarquables. Les éléments absents étant souvent aussi importants que ceux qui sont présents pour comprendre l’organisation et la performance des marchés,[1] nous présentons d’abord les bases de l'architecture mise en place, puis les éléments dont les néo-zélandais ont considéré qu'ils pouvaient se passer, avant d'en tirer quelques leçons.

1. Ce qu'il y a

L’organisation du marché de gros est conforme aux meilleures pratiques suggérées par les recherches académiques sur l'énergie (et le bon sens).

Une autorité de régulation indépendante et forte

Tout l'édifice repose sur une bonne gouvernance. L’autorité de l’électricité (Electricity Authority, ci après « l’Autorité ») est responsable de l’organisation des marchés de l’électricité.[2] Elle est entièrement indépendante de l’administration, i.e., du ministère de l’énergie. Son mandat est clair : contribuer à améliorer l’efficacité du secteur électrique pour le bénéfice à long-terme des consommateurs.[3]Le budget de l’Autorité est approuvé par le parlement chaque année, et financé par une taxe sur les ventes d’électricité.[4]

Un consensus semble émerger en Nouvelle-Zélande : l’industrie électrique est un sujet technique qu’il est plus efficace de confier à des professionnels. Le rôle des politiques se limite à s’assurer que la gouvernance du secteur est adaptée aux objectifs. Contrairement à beaucoup d’autres, les élus néo-zéandais ne semblent pas éprouver le besoin d’intervenir régulièrement et intempestivement dans l’organisation et la performance du système électrique.

L’Autorité détermine les règles du jeu, mais, contrairement aux régulateurs de la plupart des autres pays, elle est aussi responsable de la gestion des marchés de gros.  Toutefois, afin d’éviter les conflits d’intérêt potentiels, elle est statutairement obligée de déléguer cette gestion à d’autres entités.

L’opérateur du système est distinct de l’opérateur du marché. C'est Transpower, le propriétaire et opérateur du réseau de transport qui en est chargé. Il est responsable de sa sécurité, de sa fiabilité, et du dispatch. La bourse de Nouvelle Zélande, est l’opérateur du marché de gros, qui met à la disposition des participants une plateforme de marché, et calcule et publie les prix, en utilisant les informations de dispatch fournies par l’Opérateur du Système. De plus, l’opérateur du marché est responsable du « clearing », de la facturation, et de combler l'écart entre prévisions et réalisations. EMS, une filiale de Transpower, met aux enchères et alloue les droits financiers de transport (présentés plus loin).  L’opérateur de marché est responsable du clearing et de la facturation de ces droits.

La séparation entre opérateurs de système et de marché se retrouve dans d’autres pays, par exemple en Europe. L’originalité du modèle néo-zélandais est d’avoir regroupé ces deux activités sous un même toit, qui plus est celui du régulateur, lequel rédige les règles de marché. L’avantage est que la responsabilité en cas de problème est clairement attribuable à une seule institution.

Structure du marché

Le marché est structuré autour de quatre producteurs/fournisseurs verticalement intégrés, résultant de la séparation horizontale du monopole public historique, et servant environ 80% de la demande. Trois de ces quatre entreprises appartiennent encore à 51% à l’état néo-zélandais. Dix huit autres détaillants de taille et configuration variables (certains verticalement intégrés, d’autres purs détaillants) servent les 20% restants de la demande.[5]

Les activités de transport, qui étaient intégrées au monopole public historique, ont été séparées verticalement et confiées à une compagnie publique distincte, Transpower. Les réseaux de distribution sont exploités par des compagnies locales, certaines privées, d’autres appartenant à des collectivités locales.

Marché spot

Le marché de gros de l'électricité est un « vrai » marché spot à la différence des marchés européens et nord-américains, où le marché spot est le marché du lendemain (« day ahead »). Pour comprendre cette particularité de l’industrie électrique, il faut rappeler que les moyens de production thermiques, en particulier les centrales au charbon, sont relativement inflexibles. Ce type d'installation ne peut pas produire à 100% de sa capacité durant une heure donnée, et tomber à 0 l’heure suivante. Pour cette raison, les électriciens ont historiquement décomposé le problème de l’utilisation optimale des moyens de production disponibles (dispatch optimal), en deux étapes : i) détermination aujourd’hui des moyens de production actifs demain (unit commitment), puis ii) utilisation optimale à chaque heure de chacun des moyens de production actifs. Le problème mathématique sous-jacent est assez complexe, et a donné lieu à de belles avancées scientifiques dans le domaine de la recherche opérationnelle.

Lors de la création des marchés de l’électricité dans les années 1990, la plupart des pays ont adopté une architecture alignée sur cette dichotomie, c'est çà dire que, pour une heure donnée, les mégawattheures sont échangés et valorisés sur deux marchés spot : le marché du lendemain (day ahead) où se détermine le plan de production pour chaque heure de la journée suivante (qui résout donc le problème de « unit commitment »), suivi par le(s) marché(s) d’ajustement sur le(s)quel(s) les plans de production décidés la veille sont ajustés pour tenir compte des informations les plus récentes sur la demande et sur les capacités disponibles. Les architectes du marché ont donc internalisé les contraintes techniques des moyens de production, et réalisé une réplique de la solution développée auparavant par les ingénieurs des entreprises intégrées. Mais cette structure duale (« two settlements market ») est complexe. De plus, elle ouvre des possibilités d’arbitrage stratégique entre les deux marchés « spot ».[6]

La Nouvelle-Zélande a l’avantage de posséder un parc de production essentiellement hydraulique. Le problème de « unit commitment » se pose donc seulement pour une portion réduite du parc de production. Les architectes du marché néo-zélandais ont choisi une solution plus simple, celle du marché spot unique.

Prix nodaux

Les architectes du marché néo-zélandais ont adopté les prix nodaux pour la tarification de l’utilisation du réseau de transport. Cette approche, développée aux Etats Unis dans les années 1980-1990s, est basée sur une évidence: la valeur d'usage et le coût de l’électricité varient non seulement temporellement, mais aussi spatialement. En chaque point du réseau (on parle de « nœud »), le prix nodal équilibre l’offre et la demande; il inclut aussi l’impact d’une injection ou retrait en ce nœud sur la congestion et les pertes en lignes. Le coût de transport entre deux nœuds est simplement la différence entre les prix nodaux.[7] Cette approche technico-économique donne la solution la plus efficace pour la tarification de la congestion et des pertes sur les réseaux de transport d’électricité. En Nouvelle-Zélande, pour chaque demi-heure, entre 240 et 260 prix nodaux sont calculés et utilisés. La nuit (demande faible, congestion nulle) ils sont quasiment tous égaux, le jour(demande forte, congestion variable selon les lignes), ils divergent. [8]

Compteurs communicants

Environ 70% des sites de consommation sont équipés de compteurs communicants, qui mesurent la consommation à intervalles de 30 minutes. L’originalité n’est pas tellement le chiffre (l’Italie et certains Etats américains ont des taux de pénétration comparables), mais la méthode. Les fournisseurs, et non pas les distributeurs, ont installés ces compteurs volontairement, estimant que les bénéfices qu’ils retiraient des compteurs excédaient leur coût d’installation. Plusieurs installateurs de compteurs se sont concurrencés pour procéder à cette installation.

Compétition sur le marché de détail

L’entrée sur le marché de détail est facilitée par plusieurs facteurs. Premièrement, les paiements des fournisseurs aux compagnies de réseau et au marché de gros sont synchronisés avec les paiements des clients vers leurs fournisseurs, réduisant ainsi le besoin en fonds de roulement.

Deuxièmement, changer de fournisseur est un processus très simple et très rapide, qui prend en moyenne 24 heures. Cette performance est attribuable à deux raisons : une base de données unique centralise toutes les informations utiles pour chaque point de livraison. Changer de fournisseur signifie simplement changer une entrée dans cette base de données. Deuxièmement, la consommation étant mesurée au pas semi-horaire pour 70% des consommateurs, les problèmes de facturation finale sont grandement simplifiés.

Participation des consommateurs à l’équilibre offre-demande

Comme sur tous les marchés, l'efficacité demande que les utilisateurs adaptent leur consommation au prix. Ils doivent donc s'adapter au prix de gros de l’électricité, ce qui signifie transfèrer leur consommation de la pointe vers les heures hors pointe. Les clients industriels en Nouvelle-Zélande ont la possibilité de soumettre une courbe de demande dans les algorithmes de dispatch, i.e., d’indiquer que leur consommation sera plus faible si le prix est plus élevé. De même, deux fournisseurs proposent désormais aux consommateurs résidentiels une offre où le client est facturé sur la base du prix de gros.

2. Ce qu'il n'y a pas

Mécanisme de capacité

Il n’existe aucun mécanisme de capacité en Nouvelle-Zélande, ni aucun plan pour instaurer un tel mécanisme.

Il ne s’agit pas d’un oubli, mais d’un choix délibéré. Dans un système électrique essentiellement thermique et nucléaire, le risque principal est la conjonction d’un aléa de production et d’une demande de pointe très élevée. Le rationnement est mis en œuvre par des délestages tournants : certains consommateurs sont délestés pendant quelques heures pour permettre de « passer la pointe ». Dans un système hydraulique, le risque principal est une année sèche, i.e., un manque d’eau une année sur 5 (ou sur 10), qui conduit à un manque d’énergie. Le rationnement dans ce cas est une réduction de la consommation pendant une semaine (ou plus).

Les problématiques d’investissement à la pointe sont légèrement différentes : dans un système thermique, les moyens de pointe, eux aussi thermiques, produisent quelques heures par an en moyenne, plus si l’hiver est rigoureux, moins s’il est doux ; dans un système hydraulique, les moyens de pointe produisent durant les années sèches, peu ou pas durant les années humides.

Bien que les détails soient spécifiques à chaque mix énergétique, le problème sous-jacent est le même : comment s’assurer que le système a suffisamment de capacité susceptible d'apporter l'énergie nécessaire ? En Nouvelle-Zélande, la réponse procède en trois temps. Premièrement, la Nouvelle Zélande a abandonné le critère technico-administratif de « generation adequacy ». En passant du monopole intégré au marché, les néo-zélandais ont changé de paradigme: dès lors que le marché produit un signal de rareté, le critère technico-administratif qui structurait les décisions d’investissement dans l’univers sans prix du monopole intégré est obsolète.

Deuxièmement, l’Autorité et d’autres acteurs conduisent et diffusent des études prospectives sur l’équilibre offre-demande électrique pour les dix prochaines années. Les participants au marché ont donc toute l’information nécessaire à la prise de décision en matière d'investissement.

Troisièmement, l’Autorité a développé un marché à terme, où les participants peuvent échanger des blocs d’énergie pour les cinq prochaines années, ce qui contribue au financement de la capacité future. De plus, elle a exigé des participants qu’ils communiquent à leur conseil d’administration leur exposition et leur stratégie de couverture pour les années à venir. En cas d’année sèche, un fournisseur ne peut pas implorer l’aide des pouvoirs publics, en se plaignant d’avoir été surpris. Les pouvoirs publics répondraient qu’il avait le temps et les moyens d’éviter les surprises.[9]

Subventions explicites aux énergies renouvelables

Il n’existe aucune subvention explicite aux ENRs en Nouvelle-Zélande. Les éoliennes vendent leurs mégawattheures sur le marché. Elles sont aidées, il est vrai, par un fort coefficient de disponibilité, environ 40% pour l’éolien terrestre[10] contre 27% au Royaume Uni par exemple.

Quelques panneaux photovoltaïques font leur apparition sur les toits. Ils ne reçoivent pas non plus de subvention directe. Chaque producteur peut vendre son énergie à son fournisseur, selon des conditions commerciales librement déterminées.

En revanche, la production photovoltaïque bénéficie d’une subvention indirecte au travers du tarif d’utilisation des réseaux. Celui-ci est essentiellement variable, exprimé en $/MWh. Installer un panneau photovoltaïque permet d’économiser la composante énergie mais aussi la composante réseau du prix de l’électricité. Toutefois, les coûts du réseau ne sont pas diminués par l’installation d’un panneau. Comme le nombre de MWh est réduit et que les coûts sont constants, le tarif en $/MWh augmente. Les autres utilisateurs payent un peu plus cher suite à l’installation d’un panneau. Celui-ci reçoit donc une subvention implicite.

3. Quelles leçons tirer de ces observations ?

L’enjeu pour les architectes de tous les marchés est de concilier le respect des caractéristiques physiques et techniques du produit échangé avec un objectif d’efficacité, qui requiert simplicité et transparence des règles mises en œuvre. Dans le cas de l’électricité, les architectes de marché en Amérique du Nord et en Europe ont accordé une part importante aux premières, au détriment de la simplicité. Nous avons donc conçu des règles de marchés complexes, qui essaient de coller le mieux possible aux pratiques historiques, mais limitent ou rendent plus difficile l’entrée de nouveaux acteurs.

En simplifiant quelque peu, on peut distinguer trois modèles. Aux Etats Unis, l’architecture de marché essaie de coller le plus fidèlement possible à la réalité technique : le marché spot est centralisé, i.e., tous les producteurs, fournisseurs et clients échangent dans un marché unique organisé par le gestionnaire du système (TSO), et qui opère la veille pour le lendemain pour résoudre le « unit commitment »  ; les prix de l’électricité sont calculés en chaque nœud, pour prendre en compte les congestions et les pertes sur les réseaux de transport ; des marchés sont organisés pour les différentes réserves et services auxiliaires. Des algorithmes de plus en plus sophistiqués permettent de définir des produits de plus en plus proches des pratiques des ingénieurs. Des mécanismes de capacité eux aussi très sophistiqués viennent compléter cette architecture. Au final, la différence principale avec l'organisation ante-libéralisation est que les prix sont venus se substituer aux valeurs duales calculées par les algorithmes d'optimisation des anciennes entreprises intégrées.

L’Europe a choisi un modèle intermédiaire. Les marchés sont décentralisés, ils ne sont pas organisés par les TSOs nationaux. Ceux-ci s'occupent uniquement de l'ajustement entre les plans de production et de soutirage proposés par les marchés (ou les responsables d’équilibre) et les contraintes physiques sur les réseaux. Comme aux Etats Unis, le marché de référence est celui du lendemain, complété par une séquence de marchés d’ajustement. Les congestions sur les réseaux de transport entre Etats membres sont prises en compte par le couplage entre marchés nationaux, mais, à la différence des Etats Unis, les congestions au sein de chaque Etat sont ignorées. Finalement, comme aux Etats Unis, des mécanismes de capacité sont progressivement venus compléter le dispositif. Ces mécanismes sont nationaux, ce qui posera à terme le problème de leur compatibilité avec les principes d’un marché européen unique de l’électricité.

En Nouvelle-Zélande, les architectes de marché ont fait des choix différents, et probablement plus judicieux. Comme aux Etats Unis, ils ont adopté les prix nodaux, qui prennent en compte la réalité du transport d’électricité. Ils ont fait le choix de ne pas prendre en compte le « unit commitment », ce qui leur permet d’avoir un seul marché spot. Ils ont aussi fait le choix du marché « energy only », c’est-à-dire d'une rémunération des producteurs uniquement basée sur leur production et non sur leur capacité installée.

Ces choix résultent de caractéristiques techniques particulièrement favorables du système électrique néo-zélandais, mais aussi de convictions profondes sur l’efficacité de la concurrence comme mécanisme d’allocation des ressources.

Les Européens et les Américains (à la suite de la crise Californienne) ont une confiance limitée dans l’application des principes de la concurrence à l’industrie électrique. Ils se sont donc engagés dans un cercle vicieux. Les pouvoirs publics édictent des règles pour encadrer les marchés. Celles-ci évoluent au fil du temps, au gré des changements de circonstances, d’objectifs ou du personnel politique. Les acteurs de l'industrie adoptent donc un comportement stratégique face à cette offre variable de règles, auquel les pouvoirs publics répondent par de nouvelles règles, encore plus sophistiquées, donc inapplicables. Cette dynamique est profitable pour les consultants qui conseillent pouvoirs publics et participants et pour les chercheurs en économie de l'énergie dont l'agenda ne se tarit pas, mais elle conduit de nombreux observateurs à remettre en cause la pertinence de l’ouverture de l’industrie électrique à la concurrence.

Les néo-zélandais, au contraire, se sont engagés dans un cercle vertueux en structurant le marché pour favoriser la concurrence et l’innovation. Les pouvoirs publics – Ministère[11] et Autorité – s’engagent à intervenir le moins possible, et d’une façon prévisible. Les participants adaptent leur comportement à cet environnement, et essaient de gagner leur vie autrement qu’en quémandant des subventions.

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Il est trop tôt pour déterminer si ce cercle vertueux est durable.  Comment la société et les élus réagiront-ils à des coupures lors d’une année particulièrement sèche ? Combien de temps les élus résisteront ils à l’appel des subventions, qui comme celui de l’anneau est extrêmement puissant ? Pour l’heure, les architectes du marché électrique néo-zélandais, comme nos quatre hobbits, n’ont à s’incliner devant perso