Depuis 2019, la CRE mène des analyses approfondies sur la gestion de l’information privilégiée par les acteurs du marché (cf. rapports de surveillance des marchés de gros 2019 et 2020). La Commission de régulation de l’énergie a publié le 16 septembre une étude sur la sensibilité du prix des marchés de court terme de l’électricité français aux publications des informations relatives aux indisponibilités des moyens de production en France effectuées en application du règlement REMIT. Les marchés de court terme de l’électricité correspondent aux échanges de l’électricité pour une livraison le lendemain (marché day-ahead) ou le jour même (marché infra-journalier). La CRE attache en effet une attention particulière à l’amélioration continue de la compréhension du fonctionnement des marchés de gros de l’énergie par l’ensemble des parties prenantes du secteur énergétique. Cette étude s’inscrit pleinement dans ce cadre, ainsi que dans la mission de surveillance des marchés de gros de la CRE, qui constitue la garantie de l’intégrité et de la transparence des marchés de l’énergie. Entré en vigueur en 2011, l’objectif de REMIT est de fournir un cadre régulatoire européen spécifique au marché de gros afin d’améliorer son fonctionnement en prévenant les abus (manipulation du marché, tentative de manipulation du marché ou délit d’initié) et, le cas échéant, en les punissant.
La méthodologie d’analyse retenue par la Commission dans cette étude repose sur des méthodes statistiques correspondant à différentes régressions linéaires estimant l’effet d’une publication, relative à l’indisponibilité fortuite ou planifiée d’une centrale de production en France, sur le prix de gros de l’électricité français, entre la clôture de l’enchère sur le marché day-ahead et le moment de la dernière transaction effectuée sur le marché infra-journalier français pour le produit horaire concerné.
Les données utilisées dans le cadre de cette étude proviennent du gestionnaire du réseau public de transport d’électricité RTE et de la bourse d’électricité au comptant EPEX SPOT.
Les résultats de l’étude montrent que l’effet d’1 GW supplémentaire d’indisponibilité annoncée sur l’écart entre le prix infra-journalier et le prix day-ahead est estimé entre 0 et 2,3 euros/MWh, ce qui pourrait être considéré comme peu « sensible » au sens du règlement REMIT. Il convient de noter que, compte tenu de la méthodologie d’analyse retenue et de la large période analysée allant de 2015 à 2020, les résultats reflètent des moyennes conduisant à minimiser certaines situations de fonctionnement du marché, et notamment des scénarios extrêmes de situations tendues.
Les impacts de prix varient selon l’heure de livraison, étant au plus haut en fin de pointe vers 19h et minimaux vers 3h. L’analyse par filière montre un impact prix significatif pour les indisponibilités de moyens de production nucléaires indépendamment de l’heure de livraison concernée. L’impact prix est beaucoup plus faible lorsqu’il s’agit de moyens de production fossiles, mais leurs indisponibilités sont trop peu fréquentes pour avoir des statistiques représentatives. A l’inverse, l’impact prix des indisponibilités des moyens de production ENR, composés surtout de centrales hydrauliques, est plus élevé que pour les autres filières et significatif entre 18h et 21h.
Enfin, la méthodologie retenue par la CRE n’est pas exclusive d’autres méthodologies de détermination de la sensibilité du prix de marché de l’électricité aux publications relatives aux indisponibilités des moyens de production en France. Les résultats obtenus doivent donc être considérés comme dépendants des choix méthodologiques propres à cette étude et non exhaustifs d’autres approches.
Par ailleurs, la CRE rappelle que chaque acteur du marché doit effectuer sa propre évaluation du caractère privilégié d’une information, y compris l’évaluation du fait que cette information serait susceptible d’influencer de façon sensible les prix de ces produits énergétiques de gros. Cette évaluation doit nécessairement se faire au cas par cas.
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