Glossaire

Les marchés de l'énergie sont complexes et particuliers. Notre lexique de l'énergie donne des éléments de compréhension pour se familiariser avec quelques notions clés.

Mécanisme de capacité

Le mécanisme de capacité découle de la Loi NOME, qui fait porter aux fournisseurs l’obligation de disposer de suffisamment de capacité pour couvrir à tout moment la demande de leurs consommateurs. Les producteurs de leur côté, font certifier leur capacité de production auprès du gestionnaire de réseau RTE. Ils peuvent vendre les certificats obtenus à des tiers, ou sur le marché de capacité organisé par EPEX SPOT. Les certificats couvrent une année calendaire et sont vendus à un prix défini en €/MW/an. La première année de livraison est 2017.

Grâce à la vente des certificats, un revenu supplémentaire est généré pour les producteurs et les opérateurs d’effacement, les incitant au maintien de capacités suffisantes sur le réseau, pour couvrir la demande en période de pointe.

Complément de rémunération

Le complément de rémunération est un nouveau dispositif de soutien aux énergies renouvelables introduit par la loi de transition énergétique de 2015. Il remplace, pour les installations dépassant un certain seuil de puissance, le mécanisme d’obligation d’achat. En particulier, il s’applique aux nouvelles installations de grande taille lauréates des appels d’offres CRE lancés à partir de 2016. Par ailleurs, il est possible pour les installations sous obligation d’achat de basculer vers le complément de rémunération afin de bénéficier d’un revenu supplémentaire.

Le complément de rémunération est une prime qui vient compléter la rémunération de la production issue des ventes directes sur le marché. Il est constitué de :

  • une prime à l’énergie destinée à compenser le surcoût de l’installation renouvelable,
  • une prime de gestion, couvrant le coût de la vente directe sur le marché. La vente de la production sur le marché peut être confiée à un agrégateur disposant déjà d’une équipe dédiée et compétente.

Son objectif est d’intégrer davantage les énergies renouvelables au système électrique par la vente directe de l’électricité sur le marché, tout en garantissant un revenu stable pour les producteurs. Par ailleurs, afin de limiter la formation de prix négatifs, les producteurs sont incités à couper la production de leur installation sur les heures à prix négatifs.

Prime à l’énergie

La prime à l’énergie est l’élément principal du complément de rémunération. Elle est proportionnelle à l’énergie produite et versée pour chaque MWh produit lors des heures où le prix de marché est positif ou nul. Elle est déterminée en faisant la différence entre un niveau de tarif, fixé par appel d’offres ou par arrêtée, et un prix de marché de référence calculé ex-post par la CRE.

Prix de marché de référence

Le prix de marché de référence sert à calculer le complément de rémunération (prime à l’énergie notamment). Il reflète la valorisation de l’électricité produite par une filière sur le marché. Son calcul diffère pour chaque filière et est fixé dans l’arrêté tarifaire correspondant. La CRE est en charge du calcul de ce prix de marché de référence à la fin de chaque période écoulée.

Pour la filière photovoltaïque par exemple, ce prix de référence est calculé d’après les prix constatés sur le marché day-ahead et pondéré par le profil d’énergie produite par la filière en France continentale.

Prime de gestion

La prime de gestion est un élément du complément de rémunération créé pour couvrir les coûts liés à la valorisation de la production sur les marchés de l’énergie et de capacité. Comme la prime à l’énergie, elle est versée pour chaque MWh produit lors des heures à prix positif ou nul. Outre les frais relatifs à l’accès aux marchés de l’énergie et de capacité, les coûts des écarts entre prévision et production ainsi que les coûts des contrôles des organismes agréés doivent être couverts par cette prime. Afin de réduire au maximum tous ces coûts, il est possible d’agréger dans un périmètre de nombreux parcs renouvelables. Des économies d’échelle liées au foisonnement des énergies et à la mutualisation des coûts sont alors générées. 

La prime de gestion est fixée dans l’arrêté tarifaire relatif à chaque filière. Dans le cas d’appels d’offres, elle doit être intégrée par le candidat dans le tarif qu’il définit dans son offre.

Appel d’offres CRE4 pour le photovoltaïque

L’appel d’offres « CRE4 » concernant les installations photovoltaïques de plus de 250 kW comporte 6 phases, chacune pour un volume de 500 MW de projets. Cet appel d’offres est le premier pour la filière à intégrer le nouveau dispositif du complément de rémunération. Les lauréats de l’appel d’offres CRE4 signeront un contrat de complément de rémunération garantissant une rémunération à hauteur du tarif accordé dans l’appel d’offres. Pour la vente directe de leur production sur le marché, ils pourront confier à un agrégateur la valorisation de leur production, de manière à dégager un revenu du marché tout en se consacrant à leur principale activité, le développement de projets.

Responsable d’équilibre

Le responsable d’équilibre peut être un producteur, un fournisseur, un consommateur, ou n’importe quel tiers (banque, courtier). Ce statut lui donne accès à divers marchés : énergie et ajustement notamment. Il est engagé auprès du gestionnaire de réseau (ERDF ou RTE) à équilibrer son « périmètre d’équilibre ». Ce périmètre correspond à son portefeuille d’activité et peut rassembler des sites physiques de production ou de consommation, mais aussi des éléments déclaratifs reflétant les transactions réalisées sur la bourse ou en bilatéral.

Le responsable d’équilibre est incité à équilibrer son périmètre. En effet,  le prix de règlement des écarts auquel RTE rémunère les écarts positifs et facture les écarts négatifs, est, par son mode de calcul, moins avantageux que le prix de marché. Les incertitudes liées aux prévisions et les aléas de consommation ou de production peuvent se traduire par des déséquilibres entre les soutirages et les injections sur son périmètre. Pour pallier ce risque, il est essentiel pour le responsable d’équilibre d’ajuster son périmètre en effectuant des échanges sur le marché.

REMIT

REMIT est le règlement européen relatif à l’intégrité et à la transparence des marchés de gros de l’énergie. Son objectif est d’harmoniser l’architecture de surveillance des marchés de l’énergie dans tous les états membres et de donner une définition homogène des abus de marché. Il encadre les missions des différents régulateurs et s’applique à tous les acteurs de marché effectuant des transactions sur les marchés de gros.

Par exemple, les acteurs doivent dorénavant publier les informations relatives aux contrats qu’ils passent sur le marché de gros. L’enregistrement auprès d’une autorité de régulation nationale (ARN) et le reporting peuvent être effectués par l’intermédiaire d’un acteur accrédité appelé RRM.

Gestionnaire de réseau

Les gestionnaires de réseau ont la responsabilité d’entretenir et d’adapter le réseau ainsi que de raccorder les différents utilisateurs (producteur ou consommateur). En France, les gestionnaires de réseau d’électricité sont RTE pour la haute tension (Transport) et ERDF ou les entreprises locales de distribution (ELD) pour la basse tension (Distribution). Afin d’assurer la sécurité d’approvisionnement et l’équilibre du système électrique, RTE dispose de divers outils physiques ou bien contractuels. Ces derniers lui permettent d’acheter des services auprès des utilisateurs du réseau, comme par exemple la fourniture de réserves.

Services système

Les services système englobent les réserves primaires et secondaires, qui sont des capacités pouvant être modulées très rapidement afin de garantir l’équilibre entre production et consommation ainsi que la sûreté du réseau. En modulant la puissance de production ou de consommation, la fréquence et la tension peuvent être maintenues. Le code balancing européen cherche à harmoniser ces services dans les divers pays et à créer une base commune, également sur le vocabulaire. La réserve primaire en fréquence est ainsi dénommée FCR (Frequency Control Reserve) et la réserve secondaire en fréquence FRR (Frequency Restoration Reserve).

Mécanisme d’ajustement

Le mécanisme d’ajustement est utilisé par RTE pour sélectionner les meilleures offres de fourniture de réserve tertiaire (aussi appelée au niveau européen RR - Replacement Reserve). La réserve tertiaire sert à équilibrer production et consommation mais également à résoudre les problèmes de congestions sur le réseau. Les producteurs et consommateurs aptes font des offres à la hausse ou à la baisse sur le mécanisme d’ajustement. RTE active leur offre en fonction de l’ordre de présésance économique.

Agrégation

L’agrégation de la production renouvelable consiste à gérer dans un système de nombreux parcs de production. En regroupant les parcs, les erreurs de prévision sont réduites grâce au foisonnement des différentes énergies et à la diversité géographique des installations. Les écarts entre prévision et production réelle sont ainsi minimisés, tout comme leurs coûts. L’agrégateur de production est responsable d’équilibre et regroupe dans son périmètre les parcs de ses clients producteurs.

CRE

La CRE, Commission de Régulation de l’Energie a pour mission la régulation des réseaux et des marchés de l’électricité et du gaz. Son rôle est donc de veiller au bon fonctionnement des marchés et de garantir un accès non-discriminatoire au réseau. Les évolutions des tarifs d’utilisation des réseaux d’électricité et de gaz doivent être approuvées par la CRE. Les missions de la CRE sont larges et s’inscrivent dans le cadre du règlement européen REMIT, relatif à l’intégrité et à la transparence du marché.

Bourses de l’électricité EEX et EPEX SPOT

Les bourses de l’énergie existent dans le monde entier pour l'électricité, le gaz naturel, le charbon et les quotas de CO2. EPEX SPOT est la bourse d’échange d’électricité au comptant (Spot) qui couvre la France, l’Allemagne, l’Autriche et la Suisse. Les échanges Spot incluent marchés day-ahead (en J-1) et intraday (infrajournalier).  EPEX SPOT organise également les enchères relatives au marché de capacité français. L’entreprise EPEX SPOT est basée à Paris, et a des bureaux à Leipzig, Berne et Vienne. Elle a été créée en 2008 par la fusion des bourses française Powernext et allemande EEX.  Elle est détenue par le groupe EEX et plusieurs gestionnaires de réseau européens. Sur la bourse d’EEX, des produits à terme peuvent aussi être commercialisés, sur un horizon allant jusqu'à six ans.

Trading intraday

Le trading intraday (ou infrajournalier) consiste à effectuer des échanges à court terme, au plus proche de l’heure de livraison. Contrairement au trading day-ahead, les échanges intraday se déroulent en temps réel de manière bilatérale, par l’intermédiaire de la bourse EPEX SPOT (marché continu). La livraison de l’électricité vendue par tranche horaire est effectuée le jour-même. Le trading continu intraday rend le marché plus flexible et plus adapté à l’horizon de court terme. Pour les énergies renouvelables fluctuantes dont les prévisions de production s’améliorent nettement lorsqu’on approche le temps réel, le marché intraday présente des opportunités pour ajuster les ventes aux dernières prévisions. Avec la mise en œuvre du complément de rémunération et la vente directe de la production ENR sur ce marché, les volumes et la liquidité augmenteront, réduisant le risque pour les acteurs de se retrouver en écart sur leur périmètre.

Echanges bilatéraux ou OTC (Over the Counter)

De nombreuses opérations de négoce d'énergie sont réalisées non pas sur la bourse, mais en bilatéral ou de gré à gré. En anglais, ces échanges sont appelés OTC pour « Over the counter ». L’avantage en OTC est de pouvoir négocier directement avec une autre partie et d’échanger des produits non-standards ou rares. Cependant, le vendeur court lui-même le risque de crédit, alors qu’en passant par la bourse, c’est la chambre de compensation qui prend ce risque, en tant qu’intermédiaire.