Une discussion animée entre experts en énergie s'annonce après la publication du Rapports de suivi par la ministre fédérale de l'Économie, Katharina Reiche. Thème : L'avenir Conception du marché de l'électricité. La tendance prédominante en Allemagne jusqu'à présent Marché de la seule énergie (EOM) doit changer. La formation des prix sur le marché de gros s'effectue selon le principe du mérite. Les centrales électriques les moins chères (généralement des centrales d'énergies renouvelables) sont utilisées en premier et le prix du marché est déterminé par la centrale électrique la plus chère demandée. Ce modèle prévaut dans la plupart des pays de l'UE, bien qu'il atteigne ses limites avec l'intégration d'un nombre croissant de centrales d'énergies renouvelables.
Jusqu'à 435 milliards d'euros de surcoût
Pour garantir la sécurité d'approvisionnement, le ministère fédéral de l'Économie et de l'Énergie (BMWE) prévoit désormais des centrales à gaz supplémentaires. Celles-ci devraient être soutenues par de nouveaux mécanismes de capacité marché de l'électricité allemand financé. Un élément central Marché de capacité avec une augmentation d'à peine 2 centimes/kWh pour le consommateur final devrait déjà suffire, a déclaré le ministre fédéral de l'Économie. Cependant, l'Association fédérale de la nouvelle économie de l'énergie (BNE) tire maintenant la sonnette d'alarme. Il s'attend à une Surcharge de jusqu'à 435 milliards Euro plus de 20 ans pour les consommateurs et l'industrie et met en garde contre les incitations perverses. Une meilleure alternative serait le soit-disant. Exigence de sécurité.
Quel design de marché de l'électricité convient à l'Allemagne ?
Les coûts élevés d'un marché central de capacité qui sont maintenant évoqués avivent encore le débat actuel sur la future conception du marché de l'électricité. Or, les différents modèles alternatifs à un marché européen de l'électricité existent depuis longtemps et sont discutés depuis un certain temps dans les cercles spécialisés. Comme souvent, une combinaison d'obligation de couverture et de marché de capacité avec des mesures intelligentes semble être la solution pour la future conception du marché de l'électricité en Allemagne. Il y a donc tout lieu d'examiner de plus près les approches présentant leurs avantages et leurs inconvénients.
La formation de réserves comme clé de la transition énergétique
L'obligation de couverture ainsi qu'un marché de capacité doivent absorber la production d'électricité volatile des sources d'énergies renouvelables et assurer l'approvisionnement en électricité pendant une Période sombre sécuriser. La définition de cette réserve diffère déjà entre les deux conceptions du marché de l'électricité.
Une Réserve de capacité (KapRes), tel que prévu par le modèle de marché de capacité, est une dissocié du marché de l'électricité Réserve stratégique. Elle doit garantir l'approvisionnement en électricité dans des situations très rares, exceptionnelles et imprévisibles, lorsque le marché électrique normal ne peut pas couvrir la demande. Les centrales électriques de cette réserve sont maintenues en dehors du marché de l'énergie et ne sont utilisées que dans des situations d'exception définies par l'Agence fédérale des réseaux (BNetzA). Elles reçoivent une rémunération annuelle pour la seule disponibilité de la capacité.
Le site Réserve de sécurité d'approvisionnement (VSR) selon le modèle d'obligation de couverture, acteurs du marché actifs. À la différence d'un marché de capacités centralisé, il vise à moins distordre le marché de l'électricité et à encourager les investissements dans les technologies de flexibilité (comme Accumulateur de grande capacité ou gestion de la demande / demande flexible) devraient être promues davantage. La réserve n'est alors activée qu'en cas de prix élevés sur le marché de l'électricité, lissant ainsi les pics de prix. Elle est plus rapide et plus flexible, et plafonne les prix de manière moins drastique.
Éléments du marché de capacité dans la conception du marché de l'électricité
Dans les marchés de capacité, les exploitants de centrales électriques ou de stockage ne sont pas seulement rémunérés pour l'électricité effectivement produite, mais reçoivent en outre un paiement pour la simple fourniture de puissance garantie. L'objectif est de permettre des investissements dans des capacités de réserve et d'éviter les pénuries sur le réseau électrique. Selon sa conception, un marché de capacité peut central ou décentralisé être organisé. Dans un modèle centralisé – tel qu'il est actuellement discuté – une autorité centrale lance régulièrement des appels d'offres pour les capacités requises. Les opérateurs proposent leurs services et l'attribution se fait en fonction du coût.
Les critiques y voient cependant des inconvénients considérables. D'une part, il existe des risques d'incitations perverses, bien que non rentable ou installations nocives pour le climat qu'ils soient artificiellement maintenus sur le marché. D'autre part, les paiements de capacité supplémentaires créent un coût important, qui est répercuté sur tous les consommateurs et l'industrie via les tarifs d'utilisation du réseau ou les prix de l'électricité. Plusieurs études montrent que cela peut entraîner des coûts supplémentaires considérables, selon le modèle.
Les partisans soutiennent, en revanche, que seul un mécanisme de capacité explicite garantit la sécurité d'approvisionnement à long terme, en particulier avec la mise hors service des centrales électriques plus anciennes et le développement continu des énergies dépendantes des conditions météorologiques. Des exemples internationaux – notamment en France ou au Royaume-Uni – montrent que les marchés de capacité peuvent prévenir les lacunes d'approvisionnement, mais au prix d'une complexité accrue du marché et contrôle administratif.
L'obligation de garantie comme alternative
Le principe fondamental de cette conception du marché de l'électricité est le suivant : quiconque propose de l'électricité doit s'assurer qu'elle est disponible même lorsque le soleil et le vent ne suffisent pas. Les fournisseurs doivent donc garantir que chaque MWh livré se voit attribuer une capacité de production réelle avec un contrat ferme, et ce bien à l'avance et pour chaque quart d'heure de l'année, avant même de pouvoir négocier l'électricité. L'incitation à acquérir de la puissance sécurisée naît ainsi décentralisé par la Acteurs du marché eux-mêmes – pas par des appels d’offres publics. L’absence de garantie ou la non-exécution des obligations seraient sanctionnées par des compensations financières ou des pénalités, ce qui obligerait les acteurs à une évaluation réaliste de leur sécurité d’approvisionnement.
De nombreux experts préfèrent les aspects qui impliquent une obligation de couverture. Ils y voient un moyen plus efficace d'assurer la sécurité de l'approvisionnement. Sans frais fixes élevés pour les capacités de réserve reste le Concours entre différentes technologies – des centrales à gaz flexibles aux grandes batteries de stockage en passant par les systèmes de gestion de la demande dans l’industrie. Ceci favorise des investissements ciblés, efficaces et innovants, sans quotas ni spécifications technologiques issus de la planification centralisée.
Dans le même temps, l'obligation de couverture récompense Flexibilité et dynamise le marché pour Énergie de réglage. Les opérateurs de stockage, les fournisseurs de gestion de la demande ou les opérateurs d'installations de cogénération réglables peuvent vendre leurs capacités à des fournisseurs d'énergie qui doivent respecter leurs obligations.
Dans l'ensemble, la charge administrative est gérable, il n'y a pas de coûts fixes et l'innovation est encouragée. De plus, les subventions potentielles qui pourraient enfreindre le droit de l'UE sont contournées. Au contraire, l'obligation de couverture („ Hedging Obligation “) est conçue dans la directive actuelle de l'UE sur le marché intérieur de l'électricité (article 18a, 2024) comme une obligation pour les États membres et doit être concrètement mise en œuvre d'ici 2027 au plus tard.
Approches hybrides et combinaisons possibles
Dans la discussion actuelle sur la conception du marché de l'électricité, il devient de plus en plus évident que les éléments de marché de capacité entraîneront des coûts élevés et une faible transparence du marché en Allemagne. Par conséquent, modèles hybrides donnent un sens. Ils combinent des éléments des deux approches pour équilibrer la sécurité d'approvisionnement, l'efficacité des coûts et les objectifs climatiques.
Ciblé mécanismes régionaux de capacité Pour les zones de congestion du réseau, de nouvelles centrales à gaz, des stockages ou des consommateurs flexibles pourraient être promus là où ils ont le plus d'impact systémique. Des enchères de capacité à durée déterminée, par exemple pour pallier les phases de faible sécurité d'approvisionnement, sont également tout à fait envisageables comme solution de transition. Cependant, des éléments d'obligation de garantie sont indispensables dans un concept de marché de l'électricité pérenne.
Crucial for the success of a hybrid model is the inclusion of flexibility options. Modern battery storage, thermal storage, and flexible industrial loads can react to market prices in the short term and provide grid services. If they are taken into account in reserve requirements, the need for expensive centrales de réserve considérablement.
Cela met également davantage l'accent sur le rôle de l'industrie : les entreprises disposant de charges contrôlables, de capacités de stockage ou de leur propre production d'électricité pourraient à l'avenir ne pas être seulement des consommateurs d'électricité, mais aussi des fournisseurs de sécurité d'approvisionnement. La conception du marché de l'électricité de demain doit tenir compte de ces potentiels et créer un cadre orienté vers le marché qui favorise l'innovation et la concurrence, au lieu de les freiner par des structures rigides.
Impacts de la conception du marché de l'électricité sur l'industrie et les projets énergétiques
Les discussions sur la future conception du marché de l'électricité ne s'arrêtent pas aux niveaux politique ou systémique – elles touchent directement l'industrie, les fournisseurs d'énergie et les développeurs de projets. Pour les entreprises qui n'ont pas encore investi dans l'autoconsommation ou les solutions de stockage, la conception de la future conception du marché de l'électricité conséquences économiques considérables avoir.
Un marché central de capacité, tel que proposé par Katharina Reiche, augmente les prix de l'électricité pour tous les consommateurs. Pour les entreprises à forte intensité énergétique en particulier, cela signifie augmentation des coûts d'approvisionnement et avec ça baisse de compétitivité. C'est précisément ce qui devrait être évité. Les entreprises dotées de leur propre production sécurisée – par exemple, grâce à des centrales de cogénération ou à des systèmes de stockage – peuvent aborder ce scénario avec plus de sérénité.
En revanche, une obligation de couverture crée de nouveaux rôles et opportunités pour des acteurs du marché encore largement inexploités. Les entreprises qui utilisent déjà des installations flexibles ou des systèmes de stockage peuvent participer activement au commerce de l'électricité, commercialiser de l'énergie de réglage ou proposer des services réseau. Le mécanisme de marché récompense ainsi aussi bien les innovations que les nouvelles technologies.
Pour les développeurs de projets et les investisseurs, de nouvelles exigences en matière de planification se font jour : à l'avenir, l'évaluation des projets ne devrait plus viser uniquement la production d'électricité, mais aussi la contribution à la sécurité d'approvisionnement. Les installations capables de fonctionner de manière flexible, contrôlable et au service du réseau gagneront en valeur.
Conclusion – les bases de la conception du marché de l'électricité doivent être jetées maintenant
Le débat sur la conception future du marché de l'électricité montre qu'il n'y a pas de réponse simple à la question de la sécurité d'approvisionnement et de l'efficacité des coûts. Alors que les marchés centraux de capacité misent sur des centrales électriques de réserve prévisibles, ils risquent des coûts fixes élevés, des incitations erronées et des prix de l'électricité en hausse. L'obligation de couverture, en revanche, favorise les investissements orientés vers le marché dans les technologies de flexibilité, évite une bureaucratie inutile et est déjà ancrée dans le droit européen. Les modèles hybrides offrent la possibilité de combiner judicieusement les deux approches et de tenir compte des particularités régionales et technologiques. Il sera essentiel de créer des conditions cadres qui renforcent l'innovation, la concurrence et la stabilité du système – car c'est la seule façon pour l'Allemagne d'établir une conception de marché de l'électricité durable, respectueuse du climat et abordable.