Système de prix nodaux : expérience américaine et perspectives pour l’Europe

Le système électrique européen est engagé, depuis plusieurs années, dans une transition énergétique : l’évolution du parc de production avec le déclassement de centrales de production « conventionnelles » et le développement accéléré et décentralisé des énergies renouvelables, le développement de l’autoconsommation, l’émergence rapide du véhicule électrique ou encore les progrès technologiques et économiques en matière de stockage bouleverseront en profondeur les modèles hérités du passé. Dans ce contexte, la maîtrise des coûts induits par cette transformation apparaît comme un enjeu de tout premier plan. La CRE mène donc une réflexion prospective, partagée avec le secteur, pour que la transition énergétique puisse se faire de manière efficace et juste.

En particulier, une mauvaise gestion de l’interface entre les réseaux, la production centralisée et la production décentralisée pourrait se traduire par des surcoûts très importants venant in fine alourdir les factures des consommateurs. Une coordination efficace entre les évolutions majeures du mix énergétique, d’une part, et le développement et le renouvellement du réseau, d’autre part, apparaît plus que jamais souhaitable.

Cette problématique n’étant pas spécifique à la France, la CRE a souhaité dans une première étape de réflexion explorer différentes approches d’organisation des systèmes et marchés électriques à travers le monde. Dans ce cadre, la CRE publie aujourd’hui une étude réalisée par le cabinet FTI-CL dressant un retour d’expérience des systèmes de prix nodaux qui ont été mis en place aux Etats-Unis depuis une à deux décennies.

Contrairement à l’approche « un pays, une zone de marché » qui a été mise en œuvre dans la plupart des Etats membres de l’Union européenne, l’approche nodale détermine un prix par nœud physique du réseau en fonction de l’offre et de la demande et en tenant compte des contraintes d’exploitation sur l’ensemble du réseau. Elle fait l’objet d’un consensus académique quant à sa capacité à optimiser les coûts du système et donc à réduire les factures des consommateurs. En effet, l’approche nodale optimise l’utilisation du réseau en prenant en compte ses contraintes physiques lors de la détermination du programme de marche des centrales de production. En outre, elle donne des signaux économiques en révélant la valeur locale de l’électricité, prenant en compte le réseau, la production ou encore les flexibilités. La connaissance de cette information permet alors d’orienter les comportements et les décisions d’investissement ou de déclassement.

L’expérience américaine témoigne de la faisabilité pratique du système nodal. Une étude plus approfondie des modalités concrètes de mise en place révèle néanmoins qu’un certain nombre d’aménagements ont été effectués par rapport à la théorie pure des systèmes de prix nodaux. Par exemple, les tarifs des consommateurs résidentiels et professionnels restent homogènes sur de larges zones géographiques (qui correspondent généralement à des zones de desserte historiques) : les prix nodaux ne s’appliquent pas à eux, ce qui rend la péréquation tarifaire possible. Les incitations de long terme pour les investisseurs dans les moyens de production font l’objet de dispositifs spécifiques : d’une part, des instruments de couverture, tels que des contrats pour différence et des contrats de long terme, sont disponibles pour mitiger la variabilité des revenus à un endroit donné et, d’autre part, des marchés de capacité renforcent parfois ces signaux à l’investissement, comme c’est le cas dans plusieurs pays européens dont la France. Les investissements dans le réseau de transport intègrent quant à eux une base d’actifs régulés faisant l’objet d’une rémunération accordée aux propriétaires et exploitants de ces actifs.

Sans évaluer de façon précise l’opportunité d’un passage à un système de prix nodaux en France ou en Europe, l’étude conclut que la mise en place d’une approche nodale à court terme poserait un certain nombre de questions et de difficultés. Une décision de mise en œuvre nationale semble difficile dans un marché européen intégré : une démarche européenne serait donc nécessaire. En outre, des réformes seraient sans doute nécessaires s’agissant de la gouvernance et de la séparation des activités de gestion du réseau et d’opération du marché. Pour autant, en s’appuyant sur le retour d’expérience des Etats-Unis, l’étude propose plusieurs pistes de réflexion qu’il semble intéressant de poursuivre dans le contexte de la transition énergétique.

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