Expresia „piață a energiei electrice” desemnează în general diferitele forme de organizare a sectorului producției și comercializării energiei electrice care au apărut, în principal în anii 1990 , în majoritatea țărilor industrializate, în contextul proceselor de dereglementare .
De la începuturile sale (sfârșitul XIX - lea lea) la sfârșitul XX - lea secol, sectorul energiei electrice este organizat în monopoluri teritoriale integrate pe verticală, de la producție la distribuție cu amănuntul: la un anumit punct de pe teritoriul unui client ar putea avea un singur furnizor de energie electrică.
Această evoluție, în ciuda războaielor și vicisitudinilor socio-economice din secol, a fost contemporană cu schimbările tehnologice din sector, atât prin dezvoltarea metodelor de producție, transport și distribuție a energiei electrice, cât și prin ponderea acestei energii în economie. și viața internă a țărilor dezvoltate.
Odată cu moda pentru teorii și analize liberale la începutul anilor 1970, apoi, mai ales, cu revoluția conservatoare din anii 1980, puterile politice din multe țări au dezvoltat abordări proactive de dereglementare, care au condus la o recompunere profundă a organizării acestei sector, considerat în mod tradițional ca „ monopol natural ”. Cu toate acestea, aceste reorganizări instituționale și industriale ridică multe întrebări. Promotorii lor, conștienți de dificultățile pe care le prezintă aceste transformări, nu le consideră finalizate. De asemenea, recomandă continuarea sau chiar accelerarea progresului acestuia. Opozanții lor au formulat numeroase critici, atât asupra bazelor dereglementării, despre care consideră că ignoră particularitățile produsului electric , precum și asupra performanței tehnice și economice a sectoarelor dereglementate, precum și asupra riscurilor de supraexploatare a resurselor (gaz , petrol). emițând gaze cu efect de seră sau o sursă de riscuri nucleare .
În Statele Unite, acest proces s-a dezvoltat dintr-o provocare la performanța companiilor din sector și ca reacție la cadrul de reglementare, considerat a fi obligatoriu, în special legea PUHCA din 1935 și mai recent legea PURPA ( fr ) din 1978 .
De la sfârșitul anilor 1980 și în cursul anilor 1990, în extinderea Actului Unic European , căutarea sistematică a integrării, la nivel european, a comerțului cu bunuri și servicii, a dat o amploare fără precedent. .
O serie de directive și legi naționale de transpunere vizează în mod explicit crearea, sub o extensie maximă, a unei piețe a energiei electrice, pe care autoritățile de la Bruxelles doresc să fie cât mai competitive.
Implementarea sa a fost însoțită de o restructurare sectorială semnificativă, în special cu scindări, fuziuni, filiale și privatizarea companiilor „istorice” din sector.
În Austria , piața electricității a fost liberalizată în 2001.
Primele experiențe ale introducerii recente a conceptelor de piață și a privatizării aprovizionării cu energie electrică au avut loc în Chile la sfârșitul anilor 1970, alături de reformele orientate spre piață asociate cu Chicago Boys .
Modelul chilian a fost prezentat de către promotorii săi ca un succes, deoarece va aduce raționalitate și transparență în stabilirea prețului energiei electrice, dar a păstrat o structură în care mai multe companii mari în funcție au dominat și au suferit de probleme structurale de așteptare .
Argentina a preluat și a schimbat modelul chilian, prin impunerea unor limite privind concentrarea pieței și creșterea remunerării capacității de producție de rezervă pentru a crește fiabilitatea sistemului.
Unul dintre principalele obiective ale introducerii conceptelor de piață în Argentina a fost de fapt privatizarea capacităților de producție existente a căror performanță a fost considerată slabă, cu speranța de a atrage capitalul necesar pentru renovarea acestor active și dezvoltarea rețelei.
Banca Mondială , prin intermediul Consiliului Mondial al Energiei , a militat în mod activ să introducă mecanisme de piață în diferite forme , în mai multe țări din America Latină, inclusiv Peru, Brazilia, Columbia, în anii 1990, cu un succes limitat.
Cu toate acestea, aceste evoluții au corespuns tuturor problemelor țărilor în curs de dezvoltare, în special:
În ceea ce privește țările dezvoltate, în special în America de Nord, Europa de Vest și Oceania, problema sa dovedit a fi practic opusă din toate punctele de vedere. Cererea a crescut încet, nevoile de finanțare limitate și nici unul dintre cei mai notabili operatori nu a suferit dificultăți financiare semnificative.
Un eveniment cheie în 1990 a fost privatizarea și dereglementarea de către guvernul conservator britanic al Margaret Thatcher a industriei de producere a energiei electrice, industria de furnizare a energiei electrice, din Anglia și Țara Galilor. Acest proces a făcut parte din proiectul politic al unei „ revoluții conservatoare ” care a avut o rezonanță largă în Europa și nu numai și a servit ca punct de sprijin pentru dereglementarea altor țări din Commonwealth (inclusiv Australia , Noua Zeelandă și piețele regionale precum Alberta ).
Dereglementarea nu a fost asociată sistematic cu privatizările la scară largă.
Deși plecând de la diferite situații instituționale, dictate de organizarea politică a țărilor în cauză și de la diferite niveluri de performanță economică, aceste procese au condus totuși la apariția unui anumit număr de regularități, unele împărtășite cu dereglementarea altor sectoare, în special.:
Pe de altă parte, structurarea punctelor organizaționale ar putea varia semnificativ de la o experiență la alta. Acesta este cazul organizării pieței angro, adică tranzacții la nivel de producție, care implică producători, comercianți, potențiali comercianți cu amănuntul și anumiți consumatori foarte mari. Aceste piețe pot fi mai mult sau mai puțin organizate (sistem pool ) sau fără rețetă sau, eventual, pot face obiectul unei organizații în funcție de orizonturile de timp ( spot , sau de zi cu zi, și piețe futures etc.) și mai mult sau dispoziții mai puțin restrictive menite să asigure securitatea financiară a tranzacțiilor.
Din 2007, criza economică financiară de atunci a provocat o scădere a cererii și a producției de energie electrică. Această scădere a continuat în 2009 (-3,5% conform IEA , care este o premieră din 1945 și cu variații puternice (de la -2% în China la -10% în Rusia), în timp ce AIE se baza pe + 3,2% pe an din 2006 până în 2015. AIE se teme de o aprovizionare care a devenit insuficientă la sfârșitul crizei și, prin urmare, o creștere viitoare a prețului energiei electrice, care ar putea fi temperată de progresul în ceea ce privește sobrietatea energetică. Acest lucru a încetinit, de asemenea, dezvoltarea energiei nucleare în lume , reducând în același timp emisiile de CO 2.
În gestionarea în timp real a unui sistem electric, producția și consumul trebuie să se echilibreze reciproc în orice moment, altfel va exista un incident electric generalizat .
Deci, atunci când un utilizator cere ceva mai multă energie electrică undeva, prin aprinderea unei lămpi, de exemplu, toate mijloacele de producție conectate la rețeaua electrică trebuie să poată furniza puțină energie electrică.
Această funcție de echilibrare este supravegheată tehnic de către un operator de sistem de transport . Acest lucru, pentru a garanta adecvarea dintre producție și consum, prin deciziile fiecăruia dintre actorii care intervin într-un sistem electric competitiv, se va baza pe managerii de echilibru care, pe propriul lor perimetru, aranjează ca injecțiile să fie mijloacele lor de producție sunt echilibrate cu retragerile de la clienții lor.
Pentru a atinge acest echilibru, în timp ce minimizează costurile, cei responsabili de echilibru vor folosi mijloacele de care dispun, începând cu cele mai puțin costisitoare (mijloace a căror producție este fatală, cum ar fi curgerea râului sau hidraulica cu cost redus. Proporțională cu cea nucleară) până la sfârșește cu cele mai scumpe (cum ar fi turbinele cu ardere). Echilibrul părților responsabile poate face schimb de capacități de producție.
Luând în considerare diferența mare de cost dintre mijloacele de producție și această constrângere de echilibru la „orice preț”, prețul rezultat al energiei electrice variază enorm în timp, în special între perioadele de consum redus și ridicat.
Incertitudinea care cântărește previziunile de consum tinde să amplifice contrastele de preț. Astfel, conform RTE, în Franța, un grad de temperatură mai mic în timpul iernii va duce la un consum mai mare de aproximativ 2.100 MW la consumul maxim de la 19 pm, ceea ce va necesita mijloace suplimentare, mai scumpe.
De asemenea, incertitudinea cu privire la disponibilitatea efectivă a mijloacelor de producție (fiabilitatea centralelor electrice, hidraulica, eoliană etc.) este, de asemenea, o cauză a volatilității prețurilor.
Aceste elemente diferite explică de ce prețurile la electricitate sunt extrem de volatile la diferite scale de timp, în special pe termen scurt.
Reformele de liberalizare a sectorului electricității au instituit în anii 1990 un regim instituțional în care deciziile privind echipamentele și gestionarea riscului investițional sunt privatizate și descentralizate între agenții concurenți. Sectorul de electricitate liberalizat cuprinde trei module de activități competitive și două de activități reglementate. Modulele competitive sunt:
Activitățile reglementate includ:
Cu toate acestea, insuficiențele pieței, a căror volatilitate nu încurajează investițiile pe termen lung sau dezvoltarea de tehnologii inovatoare, au condus la adăugarea a trei tipuri de module pe termen lung, pentru a garanta recuperarea costurilor fixe și pentru a reduce investițiile. riscuri, prin partajarea acestora cu statul sau consumatorii:
Există de obicei patru categorii de actori: producătorul de energie electrică, furnizorul , distribuitorul și transportatorul. Astfel, o companie precum EDF din Franța este principalul producător și principalul furnizor de energie electrică; distribuitorul, responsabil cu rețeaua, este ENEDIS , fost FEDR, iar operatorul rețelei de transport este RTE , o altă filială EDF cu o autonomie foarte puternică.
Aceeași companie este adesea implicată în producția de energie electrică și furnizarea acesteia către clienții finali. Este o companie, producător sau importator, care se angajează să injecteze în rețeaua transportatorului cantitatea de energie cumpărată de client. În țările în care piața energiei electrice este deschisă concurenței , există în general multe companii producătoare de energie electrică , care pot fi atât mici producători producând câțiva megawați dintr-un grup hidroenergetic, fie giganți din industrie precum EDF sau Hydro-Québec cu mai multe centrale electrice.
Un producător de energie electrică poate fi, de asemenea, o companie sau o persoană fizică care consumă electricitatea pe care o produce la fața locului (de exemplu, prin intermediul panourilor fotovoltaice) și o transferă o parte din aceasta la rețeaua de transport sau distribuție.
Transportatorul este operatorul rețelei electrice de înaltă tensiune , utilizat pentru transportul interregional și internațional de energie electrică. Datorită noțiunii de monopol natural , există, în general, un singur operator de transport pe țară, cum ar fi RTE în Franța sau National Grid în Regatul Unit .
În Canada , unde electricitatea este o jurisdicție provincială, operatorii de rețele de transport sunt divizii ale companiilor publice și private care exercită monopolul energiei electrice pe teritoriu, cu excepția Ontario și Alberta , unde rețeaua de transport a energiei electrice este controlată de un operator de sistem de transport independent. . Cei mai mari trei transportatori de energie electrică din Canada sunt în ordine Hydro-Quebec TransÉnergie în Quebec (34.802 km ), Hydro One în Ontario (30.000 km ) și BC Hydro în British Columbia (18.000 km ).
În Statele Unite , sistemul este mai complex, deoarece nu există o companie mare responsabilă pentru întreg teritoriul; este o rețea imensă de mici companii private care alimentează țara cu energie electrică. Unii mari consumatori, de exemplu fabrici, pot fi conectați direct la rețeaua de transport.
Distribuitorul este operatorul rețelei electrice la care sunt conectați fizic majoritatea clienților finali, la joasă sau medie tensiune . Construirea motivată a rețelelor este responsabilitatea autorităților contractante; există trei tipuri în Franța: concedentul și concesionarul acestuia și companiile de distribuție locale (consiliile de control).
În majoritatea țărilor, dereglementarea sectorului electricității a fost însoțită de înființarea unui organism de reglementare sectorial, independent de actorii economici concurenți. Forma lor juridică, competențele juridice și modurile de intervenție variază foarte mult de la o țară la alta, dar includ întotdeauna monitorizarea funcționării piețelor nou create și a regulilor asociate.
În Europa, instituirea acestei funcții de reglementare, indiferent de forma sa, este o cerință a Directivei 96/92 / CE din19 decembrie 1996, înlocuită de Directiva 2003/54 / CE din26 iunie 2003.
Un client este declarat „eligibil” atunci când contextul legal național îi permite să își aleagă liber furnizorul de energie electrică. De exemplu, astăzi în Elveția toți clienții sunt „eligibili”, lucru confirmat recent de Curtea Supremă Federală în cazul Watt / Migros. Acest punct ar putea fi folosit pentru a încălca, dacă este necesar, contractul de „loialitate” al anumitor clienți „UIGEM” (un centru elvețian de cumpărare a energiei electrice), totuși ar fi contraproductiv să se lanseze această procedură.
În țările care și-au dereglementat sectorul energiei electrice, în general sunt eligibili mai întâi clienții industriali mari, apoi producătorii mici, apoi persoanele fizice.
Prețul energiei electrice pe piețele angro este foarte volatil, în măsura în care poate fi asimilat unui preț opțional care poate varia foarte mult pe măsură ce se apropie perioada de livrare. Astfel, prețul unei achiziții de ultim moment (neplanificate) pe piața energiei electrice este, în general, mult mai mare decât cel al unui contract de cumpărare încheiat în zilele anterioare sau costul abandonării pieței energiei electrice. O achiziție care a devenit inutilă.
Acesta este motivul pentru care este esențial ca un furnizor să prevadă consumul în zona sa de distribuție (în principiu, rețeaua de transport) cât mai aproape de realitate pentru a-și optimiza achizițiile de energie.
Piața energiei electrice este un sistem de gestionare a cumpărării și vânzării de energie electrică prin utilizarea mecanismelor de aprovizionare și cerere pentru a stabili prețul. Tranzacțiile cu ridicata cu energie electrică sunt de obicei dezactivate și activate de operatorul sistemului de transport sau de o entitate independentă creată în acest scop. Piețele, pentru anumite funcționalități cerute de (și plătite de) managerii de transport și interconectare necesită implementarea (pentru a evita avarii și a asigura calitatea energiei electrice), a rezervelor online și a rezervelor de urgență; capacitățile instalate sunt gestionate și de operatorul rețelei de transport.
În plus, pentru unele rețele, există piețe derivate , cum ar fi contractele futures de energie electrică și opțiunile negociabile. Aceste piețe s-au dezvoltat ca urmare a dereglementării alimentării cu energie electrică în unele părți ale lumii. Această dezvoltare s-a dezvoltat adesea în paralel cu dereglementarea piețelor gazelor naturale .
O „piață cu ridicata a energiei electrice” apare atunci când producătorii de energie concurenți oferă electricitatea pe care au produs- o furnizorilor de energie electrică .
De energie electrică este în mod inerent dificil de a stoca și trebuie să fie disponibile în funcție de cerere. În consecință, spre deosebire de alte produse, nu este posibil, în condiții normale, să-l depozitați, să-l raționați sau să puneți consumatorii în așteptare. Cererea și oferta variază continuu. Prin urmare, este necesar să existe o autoritate de supraveghere, operatorul sistemului de transport , care să coordoneze și să reglementeze unitățile de producție și să satisfacă cererea așteptată a clienților prin intermediul rețelelor de transport al energiei electrice . Dacă există un decalaj între cerere și ofertă, turbinele care produc puterea electrică accelerează sau încetinesc, provocând o variație a frecvenței curentului (nominal la 50 sau 60 hertz ). Când frecvența iese dintr-un interval de valori prestabilit, operatorul sistemului acționează pentru a modifica producția sau pentru a șterge o parte din consum .
În plus, legile fizicii determină fluxurile electrice prin rețeaua electrică . În consecință, pierderile din linia de energie electrică datorate transportului și posibile aglomerări pe o ramură a rețelei influențează costul economic al unităților de producție.
Pentru o piață angro eficientă, este esențial ca anumite criterii să fie îndeplinite. Profesorul William W. Hogan de la Școala de Guvern John F. Kennedy a identificat aceste criterii. Punctul central este existența unei piețe spot coordonate care oferă prețuri „ bazate pe licitație, constrâns de securitate, expediere economică cu nodal ”. Alți academicieni, precum profesorii Pablo Spiller și Shmuel Oren, ai Universității din California, au stabilit alte criterii. Variante ale modelului profesorului Hogan au fost adoptate pe scară largă în Statele Unite, Australia și Noua Zeelandă.
Prețuri de la licitații cu constrângeri de securitate, expediere economică și prețuri nodalePrețul de piață instantaneu pe o piață deschisă este, în principiu, determinat de raportarea ofertelor producătorilor și a cerințelor consumatorilor; este un preț de echilibru rezultat din relația dintre cerere și ofertă. Prețul teoretic al energiei electrice la fiecare nod din rețea este prețul marginal calculat, pentru care se presupune că se percepe un kilowatt-oră suplimentar la nodul în cauză. Costul incremental pentru sistem care ar rezulta dintr-o utilizare optimizată a unităților de generație disponibile permite definirea costului de producție ipotetic pe kilowatt oră.
Acest principiu este cunoscut sub numele de preț marginal local ( prețuri marginale locaționale ) (LMP) sau prețuri nodale ( prețuri nodale ) . Este utilizat într-un număr mic de piețe dereglementate, în special pe piața PJM din New York ( New England ) din Statele Unite, Noua Zeelandă, dar puțin în Europa (Grecia).
În timp ce în teorie conceptele de „LMP” sunt eficiente și nu sunt susceptibile de a fi manipulate, în practică ele rămân „manipulabile” de anumiți participanți la rețeaua electrică, în special prin declararea centralelor ca funcționând în afara ordinii de prioritate. din calculele LMP. De exemplu, în majoritatea rețelelor electrice, centralele de producție utilizate pentru a furniza energie reactivă pentru a asigura rezistența la tensiune, sunt scoase din această ordine economică de prioritate. La fel, anumiți producători au uneori centrale electrice cuplate la rețea pentru a contribui la „ rezerva rotativă ”, ceea ce permite ca marjele de producție să fie disponibile pentru a face față variațiilor neprevăzute ale balanței cerere-ofertă; punerea lor online împinge prețul de echilibru în jos, într-un moment în care cererea crescută ar duce în mod normal la o creștere a prețului la electricitate.
William Hogan și alții au remarcat faptul că acești diverși factori, inclusiv plafonarea prețului energiei sub valoarea deficitului, impactul acțiunilor de redistribuire fără respectarea precedenței economice, utilizarea tehnicilor de reducere a tensiunii în perioadele de lipsă fără a emite un semnal pe prețul corespunzător acestei deficiențe etc., duce la o problemă de pierdere a câștigurilor pentru producători. O consecință este că prețurile pieței sunt adesea sub nivelul necesar pentru a atrage noi participanți.
Piața și-a arătat utilitatea în stimularea eficienței instalațiilor de operare și a calității expedierii pe termen scurt, dar a eșuat în punctul specific care fusese prezentat drept principalul său avantaj: stimularea investițiilor acolo unde sunt necesare.
De la introducerea pieței, Noua Zeelandă a cunoscut întreruperi de energie electrică în 2001 și 2003, prețuri ridicate în 2005 și chiar prețuri chiar mai mari și risc de lipsă în 2006 (de exemplu, aprilie 2006). Aceste probleme apar deoarece Noua Zeelandă se confruntă cu variații anuale foarte mari în producția de hidroenergie în funcție de precipitații, iar piața nu este eficientă în ceea ce privește capacitatea de finanțare utilizată doar în anii de secetă.
Pe piețele LMP, unde există constrângeri în rețeaua de transport, este necesar să existe un preț de producție mai ridicat pentru a încuraja investițiile în partea din aval a constrângerii: rețeaua de transport. Prețurile de ambele părți ale constrângerii dau naștere la prețuri de congestionare și chirii de constrângere.
O tensiune poate apărea atunci când o anumită ramură a rețelei de transport atinge o limită termică (supraîncălzire) sau atunci când apare o supraîncărcare potențială din cauza unui eveniment contingent, cum ar fi eșecul unei stații de generare, a unei stații de transformare sau a unei linii în altă parte reţea. Ultimul caz este considerat a fi o „constrângere de siguranță”. Rețelele de transport sunt gestionate pentru a permite continuitatea ofertei chiar și în timpul unei defecțiuni, cum ar fi pierderea unei linii sau orice altceva. Vorbim despre un sistem de constrângere de siguranță.
Prețurile de echilibru pe o piață cu prețuri definite „cu o zi în avans” (piața cu o zi înainte ) sunt, în principiu, determinate prin potrivirea previziunilor de oferte de la producători la licitațiile (cererile) de la consumatori pentru fiecare nod. Rețea pentru a determina preț de echilibru între cerere și ofertă . Calculul prețului de echilibru se poate face printr-un „schimb de energie electrică”, cum ar fi EPEX SPOT în Europa. Aceste prețuri sunt de obicei calculate pe intervale orare, separat pentru subregiuni (noduri) pentru care modelele de încărcare ale operatorului rețelei indică faptul că constrângerile vor implica importuri din afara subregiunii.
Managementul riscurilorGestionarea riscurilor este o problemă importantă pentru participanții la piețele de energie electrică dereglementate, din cauza incertitudinilor cu privire la cantitatea de energie electrică care va fi produsă și cât va fi consumată. Complexitatea pieței angro a energiei electrice poate duce la volatilitate ridicată a prețurilor în momentele de vârf ale cererii sau chiar la lipsuri în furnizarea de energie electrică. Caracteristicile acestor riscuri de preț depind de fundamentele fizice ale pieței, cum ar fi problemele de producție (defecțiuni ale centralei electrice, căderea arborelui pe o linie de înaltă tensiune) și variațiile cererii ( consumul maxim de energie electrică ) legate de variațiile de temperatură. Modificările volumelor de producție pot duce, de asemenea, la creșteri ale prețurilor care sunt dificil de previzionat, creșteri durabile atunci când prețurile combustibililor centralelor electrice se schimbă pentru perioade lungi de timp. Importanța crescândă a anumitor surse intermitente precum energia eoliană poate avea, de asemenea, un impact asupra prețului instantaneu de pe piață.
Furnizorii de energie electrică care cumpără de pe piața angro și generatorii care vând pe piața angro sunt expuși acestor efecte asupra prețului și volumului și, pentru a se proteja de volatilitatea prețurilor, pot încheia „contracte”. Structura acestor contracte variază în funcție de piețele regionale, datorită reglementărilor și structurilor de piață diferite. Cu toate acestea, cele mai simple și cele două forme comune sunt simple preț fix „ contracte futures “ pentru livrare fizică și contracte pentru diferență în cazul în care părțile convin asupra unui preț de exercitare ( greva preț ) pentru datele de expirare. (Datele) definite. În cazul unui „contract pentru diferență”, dacă indicele prețului angro la termen (așa cum este indicat în contract) la data expirării, este mai mare decât „ prețul de greșeală ”, producătorul va rambursa diferența dintre prețul de greutate și prețul efectiv pentru acea perioadă. În mod similar, un furnizor va rambursa diferența producătorului atunci când prețul real este mai mic decât „prețul de grevă”. Indicele prețurilor reale este uneori numit prețul „spot” sau prețul „pool” în funcție de piață.
Multe alte contracte de acoperire, cum ar fi contractele swing, drepturile de transmisie financiară, opțiunile de achiziție și opțiunile de vânzare sunt tranzacționate pe piețe sofisticate de electricitate. În general, acestea sunt concepute pentru a transfera riscuri financiare între participanți.
Există o piață cu amănuntul a energiei electrice atunci când consumatorii privați își pot alege furnizorul de energie electrică din companiile aflate în „concurență liberă” ; prin urmare, vorbim în Statele Unite despre „alegerea energiei”. Există o problemă separată pentru piețele de energie electrică: consumatorii plătesc prețul real de pe piață (prețuri bazate pe prețul real cu ridicata de pe piață, care pot varia de la un moment la altul) sau un preț stabilit de un alt mijloc (cum ar fi media anuală) cost). În multe piețe, consumatorii nu plătesc un preț bazat pe costul real instantaneu și, prin urmare, nu au niciun interes să își reducă consumul în perioadele de vârf sau să își schimbe consumul de energie electrică în perioadele în care cererea este mai puțin puternică. Poate fi util pentru furnizori să utilizeze stimulente financiare sau soluții tehnice pentru a reduce cererea în momentele de vârf. Viitoarele rețele „inteligente” de distribuție a energiei electrice ( rețeaua inteligentă ) vor permite acest tip de stimulente și reglementarea cererii de ofertă.
Reforma pieței cu amănuntul este în linie generală cu reforma pieței angro. Cu toate acestea, este posibil să aveți o singură companie de producere a energiei electrice și, în același timp, să aveți o concurență reală pe piața cu amănuntul. Pentru aceasta, este necesar să se poată stabili un preț cu ridicata comun pentru companiile de retail și să se poată măsura consumul acestora în rețeaua de transport. Piața germană, de exemplu, încorporează concurența între mai multe companii integrate vertical pe o rețea de electricitate mai mult sau mai puțin deschisă.
Piețele variază, dar așa-numiții furnizori de energie electrică „ alternativă ” trebuie să poată îndeplini următoarele sarcini pentru a concura. Incompetența sau incapacitatea de a îndeplini aceste puncte a provocat dezastre financiare:
Cele două puncte slabe principale au fost gestionarea riscurilor și facturarea. În Statele Unite, în 2001, o reglementare energetică inadecvată a concurenței cu amănuntul din California a provocat criza energetică în acel stat. Jucătorii nu au putut face față creșterilor de preț de pe piața angro și nu s-au putut proteja împotriva acestor riscuri. În Marea Britanie, un furnizor de piață privată, Independent Energy , avea mulți clienți, dar a dat faliment când nu a putut recupera banii care îi erau datori de către clienții săi.
În Statele Unite, mișcarea de a deschide piața electricității la concurență a fost mai puțin extinsă decât în Europa, cel puțin pe piața cu amănuntul: posibilitatea de a alege un furnizor s-a dublat cu siguranță între 2000 și 2013, dar este deschisă doar pentru 13% din piața rezidențială. În 2015, 18 state au introdus o formă de concurență în acest segment, dar doar 14 au renunțat la stabilirea limitelor de preț stabilite de stat sau de un organism de reglementare; toate aceste state au introdus concurența „ cu amănuntul ” în anii 1990 și niciun stat nu a făcut acest lucru de la criza din California din 2001.
Procesul de dereglementare a produs rezultate mixte. Promotorii săi o văd ca pe imperfecțiuni tinere sau ca motive pentru a merge mai adânc în proces. Opozanții săi evidențiază anumite eșecuri majore, cum ar fi criza electricității din California și afacerea Enron , precum și întreruperile gigantice , în special în 2003, care au afectat nord-estul Statelor Unite , Londra și Italia.
Impactul asupra prețurilor este foarte dezbătut. Unele studii concluzionează că impactul este în creștere. Astfel, potrivit Federal Energy Regulatory Commission (FERC), autoritatea de reglementare federală americană, procesul din Noua Anglie ar fi dus la o creștere a costului anual estimat la 3 miliarde de dolari . Susținătorii dereglementării pun mai mult accent pe efectele exogene, cum ar fi prețurile mai mari la combustibil, sau efectele endogene, cum ar fi presupusa insuficiență a interconectărilor internaționale în Europa, lăsând diferențe de preț între țări sau puterea de piață a producătorilor.
În Franța, prețurile cu ridicata ale energiei electrice au scăzut în 2000-2001, într-un context de supra-echipare a mijloacelor de producție, apoi au crescut brusc, într-un context general de creștere a materiilor prime energetice. Sunt astăzi peste tarifele reglementate. Anumiți consumatori, care au ales inițial să-și exercite eligibilitatea, au cerut și au obținut în 2007 clauze excepționale care să permită revenirea temporară la o formă de tarif reglementat, tariful reglementat și tranzitoriu de ajustare a pieței (TaRTAM). FEDR a înregistrat în iunie 2009 mai mult de un milion de modificări ale furnizorului de energie electrică.
Având în vedere aceste disfuncționalități, autoritățile publice au ales să acționeze prin legislație. Un proiect de lege cunoscut sub numele de „ legea NOME ” (pentru „noua organizare a pieței energiei electrice”) a fost anunțat la sfârșitul anului 2009, apoi amânat până după martie 2010. Acesta a fost prezentat pe19 ianuarie 2010, la aproximativ cincizeci de mari companii energetice, federații profesionale și asociații ale consumatorilor și au urmat procesul legislativ înainte de a fi adoptat definitiv de Adunarea Națională și Senat pe24 noiembrie 2010. Legea urmează raportul Champsaur publicat în aprilie 2009.
În acest scop, legea NOME a 7 decembrie 2010stabilește dispozitivul ARENH , care definește regulile de partajare a „chiriei nucleare” (din investițiile publice anterioare în capacitatea de producție) între EDF și furnizorii alternativi de energie electrică ( GDF Suez , Poweo , Direct Energy și altele). Acest sistem prevede că EDF trebuie să transfere până la 100 TWh de energie electrică pe an către concurenții săi „în condiții reprezentative pentru condițiile economice de producere a energiei electrice de către centralele sale electrice”, condiții evaluate de Comisia de reglementare a energiei (CRE). Partajarea acestor volume de energie electrică între diferiții furnizori de energie electrică va fi stabilită de CRE, pe baza unui mecanism care să țină seama de dimensiunea portofoliilor clienților lor și de accesul acestora la capacitățile de producție hidroelectrice. În cele din urmă, această lege reformează guvernanța CRE, consolidându-și în același timp puterile (de exemplu, propunerea de preț pentru energia electrică cedată de EDF concurenților săi).
În așteptarea decretelor ministeriale pentru stabilirea prețurilor la care EDF își va vinde electricitatea nucleară concurenților săi, Gérard Mestrallet , CEO GDF Suez, a considerat inacceptabil că ar putea fi stabilit un preț peste 35 € / MWh și Henri Proglio , CEO GDF Suez , EDF, solicitase cel puțin 42 EUR / MWh . Două decrete ale17 mai 2011au stabilit acest preț („prețul ARENH”) la 40 € / MWh de la1 st iulie 2011și la 42 € / MWh de la1 st ianuarie 2012.
În raportul său de activitate din iulie 2011, CRE subliniază că estimarea prețului ia în considerare capitalul neamortizat încă, costurile viitoare (dezmembrări, gestionarea deșeurilor), costurile de exploatare și investițiile de întreținere și prelungirea duratei de viață. Acesta subliniază că diferența dintre estimarea sa (36-39 € / MWh ) și decizia Guvernului (42 € / MWh ) a fost justificată de acesta din urmă prin „luarea în considerare timpurie a investițiilor de securitate post-Fukushima”.
Până în 2013, Premiul ARENH a reprezentat o parte importantă a furnizării de energie electrică de la furnizori alternativi precum Direct Energie sau Planète Oui .
Cu toate acestea, în iulie 2012, ziarul Le Monde consideră că deschiderea pieței energiei este un eșec în sensul că nu a adus nimic consumatorilor la acea dată. La31 decembrie 2012, cota de piață a furnizorilor alternativi a fost de 6,9% pentru clienții rezidențiali și de 7,6% pentru clienții nerezidențiali.
În 2017, furnizorii de energie electrică se înmulțesc: după Total și Butagaz, e-comerciantul Cdiscount , din grupul Casino , lansează o ofertă de energie electrică care, potrivit acestuia, ar fi cu 15% mai ieftină decât tarifele reglementate, dar cu 84% din clienții rămân fideli față de EDF. Proporția francezilor care declară că își cunosc dreptul de a schimba furnizorul de energie electrică a stagnat la 50% față de 53% în 2013 și doar 33% știu că Engie și EDF sunt două companii separate și concurente. Spațiul de manevră al furnizorilor cu privire la prețul de vânzare este limitat la 36% din costul total, restul scăpând de concurență: 35% sunt alcătuite din taxe (inclusiv CSPE care este utilizat în principal pentru finanțarea energiilor regenerabile) și 29% sunt dedicate costul transportului.
În 2019, 20,2% din producția națională de energie electrică a provenit din energii regenerabile. Conform observatorului pieței de energie electrică cu amănuntul al CRE, în al treilea trimestru al anului 2019, din 47 de furnizori activi de energie electrică, 28 au oferit contracte de energie regenerabilă.
Sistemul ARENH , introdus de legea NOME în 2010, urmează să se încheie în 2025. Guvernul a postat17 ianuarie 2020un document de consultare privind o nouă organizare a piețelor de energie electrică. Ca și în documentul de consultare la originea ARENH publicat la 31 iulie 2010, Guvernul lansează o cerere de contribuții la proiectul său de reformare a ARENH și invită un răspuns înainte17 martie 2020. Aceste noi reglementări prevăd obligarea EDF să-și vândă toată producția nucleară pe piața angro, inclusiv cea a Flamanville 3 , adică în jur de 400 TWh . Prețul de vânzare al fiecărui MWh va fi calculat din media prețurilor de pe piața futures, ponderată cu cantitățile de MWh. Principiul unui coridor cu o lățime de 6 € / MWh va fi aplicat cu un plafon de preț și podea fixat de CRE. FED va fi supus unei obligații de serviciu public: peste un anumit plafon de preț, EDF va fi obligat să „retrocedeze veniturile primite peste plafon”. Furnizorii care au achiziționat energie electrică de la EDF la un preț sub un anumit etaj vor fi taxați cu diferența. Această diferență va fi plătită producătorului de energie nucleară „în despăgubire pentru SIEG pe care l-a asigurat”.
Între 2008 și 2014, prețurile energiei electrice au crescut cu 43% în Europa și, potrivit Administrației pentru informații energetice (EIA), acestea au fost de peste două ori mai mari în Europa decât în SUA; acest lucru este explicat parțial de boom-ul gazelor de șist, precum și de prima impusă în Europa de obligațiile de cumpărare a energiei regenerabile .
Trei elemente fundamentale s-au reunit apoi pentru a crea o supracapacitate de producție masivă în Europa:
Supracapacitatea generală a dus în cele din urmă la o prăbușire a prețului energiei electrice pe piața angro. În timp ce prețul rezonabil pe termen lung este cuprins între 70 și 80 € / MWh , nivelul prețului Bursei Europene de Electricitate Epex continuă să scadă în fiecare an: 52 EUR în 2012, 45 EUR în 2013, 37 EUR în 2014 și 35 EUR planificat pentru 2015.
În același timp, prețurile pentru consumatori continuă să crească datorită taxelor suplimentare destinate finanțării energiilor regenerabile: CSPE în Franța (6 B € / an , în curând 10 G € ), EEG-Umlage în Germania (24 B € / an ) etc. Pentru producătorii de energie electrică, devine mai profitabil pentru a produce aceste energii subvenționate, prețul lor fiind garantat, în timp ce prețurile scăzute de pe piața en - gros nu face centrale electrice cu gaz profitabile, prin urmare, a decis separarea de grup. E.ON între termică tradițională sucursală și o nouă companie care reunește activitatea comercială și producția de energii regenerabile. Un al doilea val de creștere a prețurilor este de așteptat atunci când guvernul german decide să creeze condițiile pentru a face profitabile centralele pe gaz, care sunt esențiale pentru a compensa intermitența energiei solare și eoliene.
O directivă europeană care rezultă din „ Pachetul de energie curată ” impune tuturor furnizorilor de energie electrică cu cel puțin 200.000 de clienți să ofere o ofertă de „preț variabil”, direct indexată la prețul pieței angro. Programată inițial pentru 2021, intrarea sa în vigoare ar putea avea loc încă din 2022. Comisia Europeană speră că astfel de oferte vor încuraja consumatorii să își reducă consumul de energie electrică atunci când este costisitor să satisfacă nevoile de flexibilitate ale rețelelor legate de boom. Electric autovehicule și variabilitatea producției de la turbine eoliene și panouri solare. Majoritatea furnizorilor de energie și a asociațiilor de consumatori sunt sceptici, considerând că clienții își pot schimba consumul foarte puțin.
Reglementările privesc standardele tehnice pentru funcționarea și întreținerea rețelei electrice și standardele din ce în ce mai mari de interconectare electrică .
De asemenea, tinde să impună un acces mai transparent, mai complet și în timp real la „date energetice” (seturi complete de date), deoarece acest acces devine un factor critic în gestionarea rețelelor mari interconectate pentru adaptarea în timp real. și controlul cererii de energie electrică, pentru a limita riscul de întrerupere) și pentru a garanta securitatea aprovizionării cu energie și capacitatea de a gestiona fluxurile intermitente de la energie solară și electrică. Acest acces este necesar, pe de o parte, pentru a alimenta previziunea și strategiile de investiții pe termen lung și, pe de altă parte, pentru a integra energia eoliană și solară.
În contextul concurenței și al liberalizării pieței (lansat în anii 1990), operatorii de rețea nu au împărtășit în mod spontan aceste date, deși erau necesare pentru gestionarea corectă a rezervelor și elementelor de echilibrare . Revizuiri ale rețelei ”. Dimpotrivă, în 2012, Comisia Europeană a observat în continuare că „informațiile relevante de piață nu sunt distribuite în mod echitabil între jucătorii de pe piață (...) marii jucători titulari au acces exclusiv la informații referitoare la propriile active. dezavantaj sau jucători care nu au bunuri proprii ” . Comisia dorește, de asemenea, ca cifrele reale ale consumului de energie electrică în comparație cu previziunile să fie publicate după o ușoară întârziere.
În Europa, Parlamentul European și Consiliul European au adoptat un cadru bazat în special pe:
În mai multe țări, entitățile responsabile pentru gestionarea pieței angro sunt, de asemenea, responsabile pentru gestionarea rețelei.