Texas et système électrique : à ne pas reproduire chez vous

Le « Lone Star State » (« État de l’étoile solitaire ») n’aura jamais aussi bien porté son nom qu’en ce début d’année 2021. Frappé entre le 14 au 19 février par une vague de froid exceptionnelle, le système électrique texan – qui repose sur un fonctionnement quasi-insulaire, une très forte exposition des consommateurs à la volatilité des prix et une sécurité d’approvisionnement fragile – a été très largement mis à mal. Les importantes coupures d’électricité et les factures astronomiques auxquelles ont dû faire face plus de 4 millions de clients rappellent la nécessité de mettre en œuvre de manière conjointe deux impératifs cardinaux : la protection du consommateur et la sécurité d’approvisionnement.

Interconnecter or not interconnecter ?

Reposant sur un parc de production dimensionné pour répondre à la pointe de consommation estivale causée par le recours massif aux systèmes de climatisation, le système électrique texan a pour particularité d’être volontairement extrêmement peu interconnecté avec les Etats voisins, ce qui le prive de pouvoir recourir à des importations salutaires en cas d’aléas, comme ceux auxquels il a précisément été confronté en février.

Bien qu’anticipés par ERCOT – le principal gestionnaire de réseau texan –, les records de température enregistrés (avec une température minimale journalière inférieure de 15°C aux normales de saison) ont entraîné le gel des centrales à gaz ou des pipelines les alimentant (qui représentent la moitié du parc de production texan) et une production des centrales au charbon inférieure de près de 40% à leur capacité nominale. Face à ces indisponibilités massives – qui ont atteint 52 GW, soit 48% du parc installé – et faute d’interconnexions suffisantes, ERCOT a procédé pendant quatre jours au délestage (interruption de l’approvisionnement) d’environ un tiers des consommateurs raccordés à son réseau.

Une tarification de l’électricité trop dynamique

Au surplus, nombre de consommateurs texans avaient souscrit des contrats de fourniture d’électricité dits « à tarification dynamique », dont le prix varie en fonction des prix de gros et donc en fonction l’équilibre entre l’offre et la demande. Certains fournisseurs, comme l’entreprise Griddy, proposaient des offres reposant sur la facturation directe au consommateur – avec prélèvement bancaire automatique – du prix de gros horaire instantané, dont le consommateur pouvait suivre le cours en direct, via une application mobile.

Ayant vocation à faire participer le consommateur à la bonne gestion du système électrique en l’incitant à reporter sa consommation lorsque le système est sous tension – c’est-à-dire lorsque les prix sont élevés –, une telle tarification dynamique suppose toutefois que le consommateur soit informé des offres les plus adaptés à son profil et du niveau de risque auquel il consent. Au surplus, elle implique que le consommateur puisse effectivement modifier sa consommation, grâce à des équipements pilotables, par exemple en fonction du signal de prix qui lui est transmis.

Or, dans le cas d’espèce, et en raison de la pénurie d’offre et de la très forte augmentation de la demande, le prix de l’électricité texan s’est établi à plus de 6500 $/MWh entre le 14 et le 19 février (contre 100 à 200 $/MWh les semaines précédentes) et a même atteint le prix maximum autorisé de 9000 $/MWh durant 77 heures. L’envol des prix a été tel que le fournisseur Griddy a même invité ses clients à choisir un autre fournisseur et indiqué réfléchir à la manière de réduire l’exposition de ses clients à la volatilité des prix, avant qu’ERCOT ne révoque ses droits d’exploitation et ne confie ses clients à des fournisseurs de secours ! Face à l’ampleur des factures de très nombreux consommateurs, la Chambre des représentants du Texas a d’ores et déjà entamé l’examen d’un projet de loi visant à interdire ce type d’offres à tarification dynamique.

En application de la directive européenne n°2019/944 du 5 juin 2019 qui vient d’être transposée en droit français, tout fournisseur d’électricité sera bientôt tenu de proposer à ses clients au moins une offre à tarification dynamique, dont les caractéristiques seront prochainement définies par la Commission de régulation de l’énergie. Alors que des offres similaires aux offres dynamiques texanes font d’ores et déjà l’objet d’importantes campagnes médiatiques en France, et compte-tenu du risque qu’elles font peser sur la facture des ménages, il est crucial que d’autres offres de marché comme les offres dites « à pointes mobiles » (qui segmentent l’année en différentes plages horaires correspondant à un prix fixe, dont une plage « de pointe » englobant les moments de plus forte consommation) soient également reconnues comme « à tarification dynamique ». Les fournisseurs français seraient ainsi à même de répondre à leur obligation légale tout en transmettant au consommateur un signal de prix l’incitant à adapter sa consommation et en le protégeant d’une volatilité excessive des prix de gros.

Préserver un filet de sécurité (d’approvisionnement)

En plus d’exposer fortement, et parfois directement, les consommateurs à cette volatilité, l’architecture de marché dite « energy-only » qu’a choisie le Texas n’a pas été en mesure de garantir la rentabilité d’un nombre de capacités de production suffisant pour assurer l’équilibre offre-demande du système électrique et faire face aux aléas. Cette architecture repose sur le principe théorique que la seule rémunération des moyens de production au titre de l’énergie qu’ils produisent, valorisée au prix de marché, est supposée attirer suffisamment d’investissements dans le parc de production et ainsi assurer son dimensionnement optimal. En d’autres termes, ce signal de prix permettrait à lui seul de développer et de maintenir en exploitation un niveau adéquat de ressources de production.

Le très faible niveau de marge de production par rapport à la demande dont disposait ERCOT a maintenu à court-terme le prix de l’électricité texane plus bas que dans d’autres États, au détriment toutefois d’un filet de sécurité et de marges supplémentaires pour assurer sa sécurité d’approvisionnement, comme en février dernier.

Le manque de résilience du système électrique texan illustre ainsi la nécessité de mécanismes de rémunération de la capacité, qui – en complément du marché de l’énergie – contribuent à assurer la présence de capacités de production ou d’effacement fiables et disponibles pendant les pointes de consommation. L’exemple texan rappelle l’intérêt de tels mécanismes introduits au sein de l’Union européenne, à l’heure où ces derniers voient leur pérennité régulièrement questionnée et leur mise en œuvre ou refonte strictement encadrée. Dans le cas français, le retour d’expérience sur les premières années de fonctionnement du mécanisme de capacité qui sera prochainement publié par RTE en rappellera toute la pertinence.

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