Les centrales à combustibles fossiles sont de plus en plus souvent contraintes d’arrêter et de redémarrer leur production en fonction de l’évolution de la production des énergies renouvelables. Dans une nouvelle étude, les chercheurs ont mis au point une référence concurrentielle dynamique qui tient compte des coûts de démarrage et d’autres contraintes d’exploitation au niveau de l’unité. Ils appliquent leur cadre à l’Australie occidentale, où la capacité solaire en toiture a plus que doublé entre 2014 et 2018 pour atteindre des taux de pénétration de l’énergie solaire en toiture parmi les plus élevés au monde. L’étude révèle que l’expansion à grande échelle de la capacité solaire sur les toits peut entraîner une augmentation de la rentabilité collective des centrales à combustibles fossiles, car la concurrence s’atténue au coucher du soleil – les centrales déplacées par le solaire pendant la journée doivent engager des coûts de démarrage pour être compétitives le soir.
L’étude, réalisée par des chercheurs de l’université Carnegie Mellon et de l’université Monash, est publiée dans la revue American Economic Review.
« Nous avons mis au point un cadre pour mesurer le pouvoir de marché sur les marchés de gros de l’électricité », commente Akshaya Jha, professeur agrégé d’économie et de politique publique au Heinz College de Carnegie Mellon, qui a coécrit l’étude. « Ce cadre tient compte des caractéristiques de la technologie des unités de production, telles que les coûts fixes de démarrage et les contraintes de montée en puissance, qui deviennent de plus en plus pertinentes à la lumière de la transition mondiale vers les technologies éoliennes et solaires intermittentes. »
Les entreprises qui supportent les coûts fixes nécessaires au démarrage de la production s’attendent à récupérer ces coûts en obtenant des revenus supérieurs à leurs coûts variables au cours des périodes suivantes. Cette situation pose deux problèmes pour l’étude de la concurrence : Premièrement, le pouvoir de marché est généralement mesuré sur la base de la majoration des prix par rapport au coût marginal à court terme, mais les économistes reconnaissent depuis longtemps que fixer des prix égaux au coût marginal à court terme ne tient pas compte de l’exigence selon laquelle les prix doivent être suffisants pour permettre aux entreprises de récupérer leurs coûts fixes. Deuxièmement, les coûts fixes constituent un obstacle à la concurrence : Les décisions prises sur la marge extensive d’engager les coûts fixes nécessaires à la production affectent l’intensité de la concurrence ultérieure.
Les chercheurs ont appliqué leur cadre à l’Australie occidentale, l’un des leaders mondiaux en matière de taux de pénétration de l’énergie solaire sur les toits. Ils ont mesuré le pouvoir de marché en comparant la production observée des centrales et les prix du marché à leur référence – une série chronologique contrefactuelle de la production des centrales et des prix du marché – qui tient compte de la récupération des coûts fixes nécessaires au démarrage des centrales.
Plus précisément, ils ont étendu les approches statiques de la fonction de production en utilisant des données à haute fréquence sur la consommation de gaz et la production d’électricité pour estimer les fonctions de coût au niveau de l’unité avec trois composantes : les coûts variables, les coûts de démarrage et les coûts associés à l’exploitation qui ne sont pas liés aux niveaux de production. Ensuite, leur modèle de référence dynamique fixe les niveaux de production de manière à minimiser les coûts totaux quotidiens de la répartition des centrales électriques pour satisfaire la demande à chaque demi-heure de la journée, tout en fixant des prix qui permettent à chaque centrale de recouvrer ses coûts fixes et variables.
En utilisant ce cadre, ils ont constaté que l’augmentation de la pénétration de l’énergie solaire sur les toits correspondait à des augmentations considérables des rentes de pouvoir de marché gagnées collectivement par le parc de combustibles fossiles après le coucher du soleil. Étant donné que les prix de détail payés par les consommateurs d’électricité étaient fixés par la réglementation du coût du service, les augmentations des rentes de pouvoir de marché constituaient en grande partie des transferts des consommateurs d’électricité de détail vers les producteurs.
Bien que la pénétration de l’énergie solaire sur les toits ait eu un faible effet sur l’efficacité du marché de gros, les gains de bien-être externes associés à la réduction des gaz à effet de serre ne sont pas pris en compte dans le marché de gros de l’électricité. En Australie occidentale, l’augmentation de la pénétration de l’énergie solaire sur les toits a correspondu à une baisse substantielle des émissions de carbone qui contribuent au changement climatique, avec une diminution importante de la production d’électricité à partir de gaz et donc des émissions de carbone pendant la journée, et seulement une faible augmentation des émissions de carbone le soir, associée à l’augmentation des démarrages des unités de gaz induite par l’énergie solaire.
« Nos résultats montrent qu’il est de plus en plus important d’adopter plusieurs caractéristiques de conception qui ne sont pas présentes sur la plupart des marchés en dehors des États-Unis », explique Gordon Leslie, maître de conférences en économie à l’université Monash, qui a coécrit l’étude.
Parmi ces caractéristiques :
Permettre aux fournisseurs de soumettre des offres de démarrage en plus des courbes de fourniture d’énergie peut permettre une co-optimisation entre les heures. Cela peut améliorer l’efficacité du marché, d’autant plus que de plus en plus d’unités arrêtent et démarrent leur production en réponse à la production des ressources éoliennes et solaires intermittentes.
Des recherches antérieures ont montré que les avantages d’une participation financière au marché du jour précédent sont particulièrement importants dans les contextes où les contraintes d’exploitation physiques sont plus susceptibles de s’imposer et où les acteurs du marché disposent d’un pouvoir de marché important. Cette étude a montré que l’augmentation des taux de pénétration de l’énergie solaire sur les toits peut exacerber les coûts de démarrage au niveau de l’unité et les contraintes physiques d’exploitation, ce qui permet aux fournisseurs d’exercer un pouvoir de marché plus important dans la soirée.
Dans le monde entier, la plupart des consommateurs d’électricité sont confrontés à des prix de détail qui ne varient pas en même temps que les prix de gros, et souvent même pas en fonction de l’heure de la journée. Le fait de permettre aux prix de détail de refléter les variations horaires des prix de gros aura probablement pour effet de déplacer une partie de la demande du soir vers la journée. Par conséquent, moins d’unités de combustibles fossiles devront démarrer en fin d’après-midi pour être compétitives au coucher du soleil. Cela peut réduire la capacité des entreprises à exercer leur pouvoir de marché pendant les heures de pointe de la demande en soirée, ce qui entraînera une baisse des prix de gros et des prix de détail payés par les consommateurs.
Article : « Start-up Costs and Market Power: Lessons from the Renewable Energy Transition » – DOI : 10.1257/aer.20211145
Source : Université Carnegie Mellon
