Analyse des marchés de capacité aux Etats-Unis et recommandations pour le modèle français

National audienceLes revenus des producteurs sur les marchés de l'électricité ne valorisent aujourd'hui que l'énergie produite et ne permettent pas de couvrir la globalité des coûts des moyens de production de pointe. Il en résulte une inadéquation entre l'augmentation de la consommation en période de congestion et les investissements dans de nouvelles unités de production pourtant indispensables au maintien de la fiabilité du système. En réponse à cette problématique, certains États américains ont décidé, dès les années 1990, d'imposer aux fournisseurs des obligations de capacité correspondant à l'approvisionnement de leur portefeuille clients augmenté d'une marge de réserve. Parallèlement, les premiers marchés d'échanges de crédits ont été mis en place. Récemment, de nouveaux mécanismes plus centralisés instaurés outre-Atlantique ont permis de stimuler les investissements dans de nouvelles centrales tout en participant au développement des offres d'effacement. En particulier, les marchés forward impliquant des délais suffisants entre les enchères et la livraison permettent de rendre le marché contestable et paraissent être le modèle vers lequel les trois principales institutions (NYISO, ISO-NE et PJM) se dirigent. Fin 2010, le gouvernement français a également proposé, au travers de la loi NOME, de mettre en place un mécanisme d'obligations de capacité en vue de développer de nouvelles infrastructures de production, le parc actuel menaçant de ne plus pouvoir répondre à la demande de pointe en électricité d'ici quelques années. À l'heure où les autorités doivent décider de l'architecture qui sera utilisée, une polémique concerne le rôle qu'aura le gestionnaire du réseau de transport dans le prochain dispositif. L'analyse présentée ici tente de mettre en perspective le débat actuel en détaillant les différents modèles américains qui illustrent les avantages du modèle centralisé