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La transition énergétique

 | 
Solène Hazouard
, 
René Lasserre

IV – Défis et transformations du marché de l'électricité

Le marché européen de l’électricité : un pilier de la sécurité d’approvisionnement1

Wolfram Vogel

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  • 1 Article rédigé en janvier 2017, NdE.

1La sécurité d'approvisionnement est devenue l'une des questions majeures du système électrique en Europe. Les objectifs de l'Union européenne (UE), dans le cadre de sa politique de lutte contre le changement climatique afin de couvrir 27 % de la consommation électrique par la production renouvelable d'ici 2020, ont complexité la tâche. Grâce à l'arrivée massive des énergies renouvelables, il est question d'une surcapacité en Europe de l'ordre de 100 GW, soit l'équivalent de la capacité de production installée en France (cf. Agora Energiewende, 2016).

Le négoce de l'électricité, un enfant de la libéralisation des marchés

2Parallèlement au développement des énergies renouvelables, le secteur énergétique a connu ces deux dernières décennies une transformation fondamentale. Au milieu des années 1990, l’Europe a en effet donné le feu vert à la libéralisation du marché de l’électricité, entraînant le dégroupage de la chaîne énergétique.

3Au-delà de la séparation entre la production d’électricité, le réseau de transport et de distribution ainsi que la commercialisation de l’électricité, il s’agissait pour l’UE de créer un marché intérieur européen de l’électricité fortement compétitif.

4Cette réorganisation a fait naître de nouveaux besoins, et notamment celui d’organiser le négoce de l’électricité entre les différents maillons de la chaîne de valeur. De cette nécessité sont nées les bourses d’électricité qui assurent un accès non discriminatoire à un marché de gros transparent, fiable et efficace. On parle de « marché organisé de l’électricité » (cf. Conil-Lacoste, 2012).

5Le négoce de l’électricité avec des produits standardisés, tel qu’il se déroule tous les jours sur la bourse EPEX SPOT, est donc l’un des résultats les plus visibles de la libéralisation du marché de l’électricité. En ce sens, la bourse de l’électricité s’est à présent établie comme un pilier central de la chaîne de valeur énergétique.

6L’électricité présente des caractéristiques physiques qui déterminent sa commercialisation : l’offre et la demande doivent être équilibrées à tout moment de la journée pour garantir la stabilité du réseau ; l’électricité est un produit difficile à stocker ; enfin, la demande est en règle générale peu flexible, tandis que l’offre provenant de sources d’énergie renouvelables devient de plus en plus variable. Le marché de l’électricité reflète ces réalités et s’organise en différents sous-marchés qui se différencient en premier lieu par leurs délais de livraison.

Graphique 1 : L'organisation du marché de l'électricité

Graphique 1 : L'organisation du marché de l'électricité

Source : EPEX SPOT.

7Sur le marché à terme se négocient des contrats à long et à moyen terme, soit quelques semaines, mois ou années avant échéance. Ce marché sert en première ligne aux acteurs pour gérer le risque prix (couverture/hedging) mais il sert aussi à assurer l’approvisionnement de la demande prévisible (sourcing) ou bien à spéculer. Les quantités fournies sur le marché à terme proviennent en règle générale de centrales électriques conventionnelles, dont la production est planifiable à long terme. Les acheteurs se protègent ainsi des fluctuations de prix à court terme. Ces contrats à terme se soldent soit par une livraison physique, soit par un règlement financier.

8Sur les marchés spot, en revanche, ce sont des contrats à court terme qui sont négociés et qui donnent lieu à une livraison physique. EPEX SPOT rassemble producteurs, distributeurs, consommateurs industriels, banques et gestionnaires de réseau de transport qui cherchent à vendre leur production d’électricité ou couvrir leur besoin en électricité sur le court terme. Ces acteurs participent à deux types de marché : le marché J-1 (day-ahead), qui détermine le prix pour chaque heure du lendemain dans le cadre d’une enchère journalière, et le marché infra-journalier (intraday), qui permet aux acteurs de négocier des contrats en continu 24 heures sur 24, et ce jusqu’à 45 minutes avant la livraison. Les marchés spot contribuent ainsi à l’équilibre à court terme entre la production et la consommation, et se soldent toujours par une livraison physique, c’est-à-dire une livraison réelle via les réseaux de transport. Le volume d’électricité négocié sur les marchés organisés par la bourse spot de l’électricité s’élève à plus de 500 TWh par an.

Carte 1 : Marchés couverts par EPEX SPOT

Carte 1 : Marchés couverts par EPEX SPOT

Source : EPEX SPOT.

9En raison des caractéristiques physiques de l’électricité et de l’injection de plus en plus variable provenant de sources d’énergie renouvelables, le négoce à court terme se voit attribuer un rôle toujours croissant. Le marché spot est la plateforme où se négocient notamment les énergies renouvelables, variables et plus difficilement prévisibles sur le long terme.

10Les marchés d’ajustement organisés par les gestionnaires de réseau de transport jouent par ailleurs un rôle important dans la fiabilité du système et contribuent à assurer la stabilité du réseau en matière de fréquence et de tension. L’ajustement permet de corriger rapidement tout écart imprévu de production ou de consommation.

L'évolution du parc de production fait évoluer le prix – et vice versa

11La fonction principale de la bourse de l’électricité consiste à confronter offre et demande de la manière la plus large possible afin de calculer et publier quotidiennement un prix de référence. Celui-ci se détermine par l’intersection entre les courbes d’offre et de demande et correspond en règle générale aux coûts variables de la dernière unité de production dans le « merit order ».

12Ce prix de référence publié par la bourse est déterminant pour assurer l’efficacité du marché de l’électricité. Il guide les décisions de production et de consommation à court terme, ainsi que les investissements à long terme dans de nouvelles capacités de production. Par ailleurs, il peut aider les consommateurs industriels et résidentiels à moduler/gérer leur consommation. Mais il leur permet aussi de prendre conscience de la réelle valeur de l’électricité et de les sensibiliser à l’éco-citoyenneté. Finalement, ce prix de référence contribue grandement à une utilisation efficace de l’infrastructure du réseau, à son bon fonctionnement et à la sécurité d’approvisionnement.

Tableau 1 : Prix de base (moyenne annuelle) sur les marchés de l'électricité en euros/MWh

Tableau 1 : Prix de base (moyenne annuelle) sur les marchés de l'électricité en euros/MWh

Source : EPEX SPOT.

13Le niveau actuel des prix ne permet pas à toutes les centrales thermiques d’être rentables. Il faut alors envisager des moyens spécifiques pour leur assurer une rentabilité minimale. C’est l’objectif des mécanismes dits de capacité et des réserves stratégiques. Ces dispositifs, a priori transitoires, ont été proposés principalement de manière indépendante par différents États membres, parmi lesquels la France et l’Allemagne. Ils ont été étudiés par la Commission européenne qui souhaite, tout en les tolérant, les rendre compatibles et ne pas affaiblir le marché intégré de l’électricité qui reste, à ce jour, son grand œuvre. Le projet français de mécanisme de capacité a été autorisé par la Commission le 8 novembre 2016.

La sécurité d'approvisionnement n'est pas une question nationale, mais européenne

14Ce débat ne se limite pas à la simple confrontation « marché energy only » vs « marché de capacité ». Il en découle une multitude de questions : la sécurité d’approvisionnement, le prix de l’électricité en tant que facteur économique, l’intégration des énergies renouvelables aux marchés. De plus, les débats se développent à l’échelle nationale et non européenne :

  • en Allemagne, le débat s’articule autour de la consultation sur l’organisation du marché de l’électricité de demain (Strommarktdesign von morgen) lancée par le ministère de l’Économie et de l’Énergie. En passant par un livre vert et un livre blanc, il a débouché sur la loi sur le marché de l’électricité qui est en cours de mise en œuvre (cf. BMWi, 2014 ; BMWi, 2015) ;

  • en France et en Grande-Bretagne, le débat est arrivé à son terme. Il est prévu d’introduire un marché décentralisé en France et un marché centralisé en Grande-Bretagne (cf. Stoczkiewicz, 2015).

15Il convient néanmoins de différencier les situations nationales. Dans les pays où le marché de l’énergie est mature et pour ceux présentant une surcapacité comme l’Allemagne, nous considérons que les mesures prises sont suffisantes pour continuer de garantir la sécurité d’approvisionnement. D’autres pays faisant face à de sérieux défis en matière de sécurité d’approvisionnement se sont déjà décidés pour le système de mécanisme de capacité, comme en France ou en Grande-Bretagne. Dans ce cas, nous plaidons pour une configuration qui soit compatible avec les objectifs du marché intérieur de l’électricité : c’est-à-dire une configuration basée sur le marché, décentralisée, rentable, « eurocompatible » et neutre en termes de moyens de production.

16Incontestablement, l’Allemagne ne rencontre actuellement aucun problème de capacité, mais un problème de répartition. Une grande partie de l’énergie renouvelable est produite dans le nord par les éoliennes à coût marginal zéro, tandis que les centres de consommation se situent dans l’ouest et dans le sud, ce qui représente le défi majeur à relever en matière de transport d’électricité. Le pays se trouve dans une situation de surcapacité, ce qui se répercute sur le signal prix. Personne ne sait aujourd’hui avec certitude si l’Allemagne connaîtra d’ici 2022 une situation de pénurie d’approvisionnement.

17Finalement, la question est de savoir comment les politiques vont contourner une telle incertitude : faut-il continuer de développer un marché basé sur le coût marginal (energy only), qui a fait ses preuves au cours des dernières décennies et dont la capacité d’adaptation a été démontrée ? La réponse à cette question ne peut pas être uniquement nationale, mais doit être traitée dans le cadre du marché intérieur européen. La question serait alors de savoir comment garantir la sécurité d’approvisionnement en Allemagne au niveau européen, c’est-à-dire en incluant les capacités de production des pays voisins, le couplage des marchés ainsi que les interconnexions. In fine, cette question concerne tous les États membres de l’UE. Puisque les marchés électriques sont couplés, une demande nationale est couverte par l’offre européenne la moins chère. La sécurité d’approvisionnement a ainsi cessé d’être une question nationale. Quelques mesures devraient être mises en place pour sécuriser l’approvisionnement à travers les mécanismes de marché.

L'intégration complète des énergies renouvelables au marché

18Depuis janvier 2012, les producteurs allemands d’énergie renouvelable peuvent choisir de commercialiser directement leur production sur le marché de l’électricité. Ils peuvent se charger eux-mêmes de la commercialisation ou mandater un prestataire. En effet, ces dernières années, plusieurs agrégateurs se sont établis pour prendre en charge la commercialisation des volumes renouvelables pour leurs clients et offrir des services d’analyse et de gestion de portefeuille, de prévision ou d’entretien. En plus des recettes découlant de la vente, réalisée par exemple sur les marchés J-1, infra-journaliers, à terme ou d’ajustement, ces « commercialisateurs directs » se voient rembourser la différence entre le tarif d’achat spécifique au type de l’installation et le prix moyen mensuel de la bourse, sous forme d’une « prime de marché ». Par ailleurs, les risques et les coûts liés à la vente directe sont compensés par une « prime de gestion ».

Graphique 2 : Modèle de « prime de marché » en Allemagne

Graphique 2 : Modèle de « prime de marché » en Allemagne

Sources : PwC, gestionnaire de réseau de transport. Analyse : EPEX SPOT.

19Tout en renforçant la compétitivité, la vente directe favorise l’intégration progressive des énergies renouvelables dans le marché de l’électricité : les énergies renouvelables agissent sur le marché de l’électricité de manière identique aux autres sources de production, incitant à adopter un comportement vertueux répondant aux besoins du système et à une commercialisation efficace. Ainsi, la précision des prévisions est améliorée et les installations deviennent plus faciles à gérer.

20La vente directe connaît une popularité croissante depuis quelques années. Ainsi, fin 2014, plus de la moitié de la puissance renouvelable installée en Allemagne avait recours au modèle optionnel de la « prime de marché », en particulier dans le secteur éolien. Avec l’entrée en vigueur de la loi allemande de 2014 sur les énergies renouvelables, dite « loi EEG », cette forme de vente directe est obligatoire pour les nouvelles installations dont la puissance dépasse la limite fixée à 500 kW.

Tableau 2 : Puissance installée ayant recours à la vente directe selon le modèle de la « prime de marché »

Tableau 2 : Puissance installée ayant recours à la vente directe selon le modèle de la « prime de marché »

Source : Gestionnaires de réseau de transport. Analyse : EPEX SPOT.

21Depuis le lancement du modèle de la « prime de marché », les commercialisateurs directs sont de plus en plus actifs sur la bourse. La fluctuation des prix, qui changent toutes les heures et de plus en plus souvent tous les quarts d’heure, influence considérablement le comportement de ces acteurs. À titre d’exemple, nous pouvons citer les réactions accrues des commercialisateurs directs aux prix négatifs. Depuis l’introduction du modèle de la « prime de marché », on constate le rôle de plus en plus important du signal prix de la bourse lors de périodes de prix négatifs. Les commercialisateurs directs commencent à limiter leurs offres dès l’apparition de prix négatifs. Cette tendance est visible dans les courbes agrégées des prix de l’enchère J-1 d’EPEX SPOT (voir graphique 3). Même si aujourd’hui les commercialisateurs directs ne réagissent pas encore pleinement au signal prix du marché spot, cette tendance représente une évolution importante comparée à l’approche produce-and-forget du tarif d’achat fixe.

22L’intégration de marché des énergies renouvelables devrait être considérée comme une opportunité pour harmoniser les régimes d’aides européens : les énergies renouvelables devraient avoir un impact grandissant sur les marchés. Il faudrait par ailleurs promouvoir des régimes d’aides transfrontaliers et renforcer les garanties d’origine en tant qu’outil de labellisation de l’électricité.

Graphique 3 : Courbes agrégées, 9 février 2016 entre 4 et 5 heures

Graphique 3 : Courbes agrégées, 9 février 2016 entre 4 et 5 heures

Source : EPEX SPOT.

Valoriser la flexibilité

23Le système de périmètre d’équilibre offre généralement les bonnes incitations économiques permettant de respecter l’équilibre du réseau. La bourse contribue activement, par le biais d’innovations sur le marché, à augmenter la flexibilité du système existant. Afin d’inciter la négociation sur le marché infra-journalier, au lieu de faire appel à l’énergie d’équilibrage, il est correct que le prix de l’énergie d’ajustement prenne en compte le prix infra-journalier.

24En 2011, EPEX SPOT a été la première bourse en Europe à introduire les produits quart d’heure sur le marché infra-journalier continu. Les produits quart d’heure permettent en principe de gérer plus efficacement les variations de production et de corriger les écarts de prévision. Les produits quart d’heure font donc sens pour les membres du marché, qui prennent part à la commercialisation directe ou doivent prévoir les fluctuations de production solaire ; mais aussi pour les distributeurs d’électricité, qui peuvent compenser les rampes de leurs centrales conventionnelles et celles de leurs clients au quart d’heure près.

25Depuis le lancement des contrats quart d’heure, plus de 21 TWh ont été négociés. Leur part atteint aujourd’hui environ 20 % des volumes infra-journaliers sur le marché allemand. Les incitations à l’équilibrage des zones d’équilibre doivent être augmentées. Dans ce contexte, EPEX SPOT a introduit le 9 décembre 2014 une enchère quart d’heure sur le marché infra-journalier. L’enchère quart d’heure de l’après-midi (15h) permet la négociation simultanée des 96 quarts d’heure de livraison du jour suivant. Cela permet la concentration de la liquidité et réduit les écarts de prix, au bénéfice du marché.

26Cette enchère quotidienne permet aux responsables de périmètre d’équilibre d’adopter une gestion au quart d’heure près des variations de production et une gestion plus fine de leur portefeuille client. Elle permet également une compensation dans l’heure des écarts de prévision. Le signal prix pour les produits quart d’heure permet la plus-value de la flexibilité et encourage dans le même temps les comportements bénéfiques au système. Les volumes négociés sur le marché infra-journalier (ID) se sont développés de manière très dynamique.

Tableau 3 : Volumes infra-journaliers sur le marché allemand (horaires et quart d'heure)

Tableau 3 : Volumes infra-journaliers sur le marché allemand (horaires et quart d'heure)

Source : EPEX SPOT.

Renforcement du signal prix du marché

27Le bon signal envoyé aux acteurs de marché est d'inscrire la libre formation des prix comme modèle cible dans la loi sur le marché de l'électricité. Les prix reflétant la rareté de l'offre, ils représentent une part importante dans la conception du marché. Lorsqu'ils sont utilisés pour valoriser la flexibilité, ils créent des opportunités significatives pour le marché. Un engagement clair contre les interférences réglementaires dans la formation des prix de marché est nécessaire.

28Afin de pallier d’éventuelles situations de pénurie, il est nécessaire de permettre sur certaines heures des pics de prix de plusieurs centaines, voire plusieurs milliers d’euros sur le marché. Les pics de prix permettent de couvrir les coûts de maintenance et de production des capacités rarement utilisées. Les pics de prix servent à rentabiliser les installations existantes et à favoriser l’investissement dans de nouvelles centrales. Aussi, de tels pics de prix sporadiques sur le marché de gros n’auraient en moyenne que peu d’impact sur le prix de l’électricité pour le consommateur final, qui ne s’intéresse aujourd’hui que relativement peu au niveau du prix de gros.

29Le prix de référence de la bourse est décisif pour le bon fonctionnement du marché de l’électricité. Les limites de prix techniques sont le fruit d’un consensus européen et donc largement harmonisées. Elles ont fait leurs preuves à leur niveau actuel. Les réflexions portant sur l’harmonisation des limites de prix techniques font l’objet d’une consultation obligatoire dans le cadre du règlement européen sur l’allocation de la capacité et la gestion de la congestion (règlement (UE) 2015/1222).

Seul un marché intérieur de l'électricité européen permet un approvisionnement d'électricité plus sûr et flexible à long terme, car la dimension européenne est la solution en matière d'électricité

30L’intégration physique et économique de nos marchés électriques en Europe est une réalité. L’exemple illustrant le mieux que ce marché européen existe est le « couplage des marchés ». Les bourses et les gestionnaires de réseau ont mis en place un système qui permet une utilisation plus efficace de ces interconnexions : pour optimiser les capacités disponibles aux frontières – peu ou mal utilisées avant –, pour faire converger les prix entre les marchés des pays européens respectifs, puis pour améliorer la sécurité d’approvisionnement.

31Ce marché intégré a en effet produit, au cours des dix dernières années, des avancées considérables et souvent méconnues, sous la houlette de la Commission européenne. Ainsi, 85 % de la consommation électrique européenne est connectée au travers d’un couplage des marchés conjointement mis en œuvre par les bourses spot de l’électricité et les gestionnaires de réseau de transport. Les capacités de transport aux frontières, calculées quotidiennement par ces derniers, sont introduites dans le carnet d’ordres des bourses spot au moyen d’un algorithme de couplage. Il en ressort que ces capacités de transport sont désormais utilisées à 100 % jusqu’à épuisement et que les électrons vont là où ils sont le plus utiles, de Helsinki à Lisbonne. Il s’agit en quelque sorte d’un « Schengen de l’énergie » dicté par la rationalité économique.

32Le couplage des marchés, de par son efficacité, dégage des centaines de millions d’euros de bénéfices par an pour la société européenne. Il a modifié le paradigme de l’indépendance nationale en interdépendance entre États membres, pour améliorer l’indépendance énergétique au niveau de l’Europe. Ce couplage des marchés a coïncidé avec la montée en puissance du renouvelable et a pu en canaliser l’essentiel des effets en élargissant le spectre de la demande au-delà des frontières nationales (cf. Adigbli, 2015).

Une régulation européenne en devenir

33Le troisième paquet énergie de l’Union européenne, entré en vigueur le 3 mars 2011, forme la nouvelle base légale pour les marchés européens de l’énergie. En remplaçant le deuxième paquet de 2003, il a notamment instauré l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (Agency for the Cooperation of Energy Regulators, ACER) et le Réseau européen des gestionnaires de réseau de transport (European Network of Transmission System Operators, ENTSO), pour l’électricité (ENTSO-E) et le gaz (ENTSO-G). L’ACER a été chargée d’établir des lignes directrices permettant à ENTSO-E (secteur de l’électricité) de concevoir des codes de réseau (network codes). Ces codes de réseau définissent de nombreux règlements applicables au réseau électrique, notamment à l’exploitation du réseau, à l’accès aux interconnexions, à la gestion des congestions et à l’énergie d’ajustement. Ils constituent de ce fait le moyen juridique par lequel un marché commun de l’électricité en Europe peut être réalisé. En les intégrant dans le droit de l’UE, les codes de réseau deviennent ainsi juridiquement contraignants (règlements, lignes directrices).

34Dans cette optique, le couplage des marchés est devenu victime de son propre succès. Pour achever l’intégration du marché électrique, le couplage est ainsi devenu obligatoire et inscrit dans le règlement européen sur l’allocation de la capacité et la gestion de la congestion. Ce dernier fait partie des codes de réseau mentionnés et vise à promouvoir une concurrence effective dans la production, les marchés de gros et la fourniture d’électricité, à assurer l’utilisation optimale des infrastructures de transport et à respecter la nécessité d’un fonctionnement équitable du marché et d’un processus ordonné de formation des prix (règlement (UE) 2015/1222). Ces règles sont prometteuses et devraient être évaluées au préalable avant d’envisager de nouvelles réglementations.

35Le dégroupage entre production, transport et commercialisation établit le négoce de l’électricité comme l’un des résultats les plus visibles de la libéralisation du marché de l’électricité. Les acteurs sur le marché de gros ont depuis besoin d’un signal prix qui indique la juste valeur de l’électricité. Puisqu’elle ne se stocke pas, production et consommation doivent être équilibrées en permanence. Les marchés spot contribuent à cet équilibre à court terme en offrant des contrats en J-1 ou en continu 24 heures sur 24, et ce jusqu’à 30 minutes avant la livraison, se soldant toujours par une livraison physique dans le réseau. La bourse affiche le prix de référence pour chacune des tranches horaires de la journée et contribue ainsi à une utilisation efficace de l’infrastructure du réseau, à son bon fonctionnement et à la sécurité d’approvisionnement. Puisque les marchés européens sont couplés, la sécurité d’approvisionnement a cessé d’être une question nationale. Des mesures ciblées doivent être mises en place pour sécuriser l’approvisionnement à travers les mécanismes de marché : intégrer entièrement les énergies renouvelables dans le marché, valoriser la flexibilité, renforcer le signal prix en admettant des pics de prix sporadiques, évaluer les régulations européennes en vigueur avant de concevoir de nouvelles réglementations. Le marché européen de l’électricité devient ainsi un pilier de la sécurité d’approvisionnement.

Bibliografía

Indications bibliographiques

Adigbli P., « Voraussetzungen und Folgen einer europäischen Strommarktkopplung », in Müller T., Kahl H. (dir.), Erneuerbare Energien in Europa, Nomos, Baden-Baden, 2015, p. 167-184 (Schriften zum Umweltenergierecht ; 21)

Agora Energiewende, The Power Market Pentagon : A Pragmatic Power Market Design for Europe’s Energy Transition, Berlin, 2016

Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi), Ein Strommarkt für die Energiewende. Diskussionspapier des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (Grünbuch), Berlin, 2014

Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi), Ein Strommarkt für die Energiewende.Ergebnispapier des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (Weißbuch), Berlin, 2015

Commission européenne, « Règlement (UE) 2015/1222 de la Commission du 24 juillet 2015 établissant une ligne directrice relative à l’allocation de la capacité et à la gestion de la congestion », Journal officiel de l’Union européenne, no L197, 25 juillet 2015, p. 24-72

Conil-Lacoste J.-F., « Marchés organisés de l’électricité », in Lapeyre M. (dir.), Les nouvelles régulations électriques 1. Monopole et concurrence, Lavoisier/Hermes Science, Cachan, 2012, p. 203-244 (EGEM – Génie électrique)

EPEX SPOT, EPEX SPOT. European Power Exchange [en ligne], 2016. Disponible sur : http://www.epex spot.com/en/ [consulté le 08/08/2016]

European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E), Network Code Overview [en ligne], 2015. Disponible sur : https ://www.entsoe.eu/major-projects/network-codedevelopment/Pages/default.aspx [consulté le 08/08/2016]

Stoczkiewicz M., « Capacity Mechanisms in the Electricity Sector in the Context of State Aid », European Energy Journal, vol. 5, no 4, 2015, p. 29-49.

Notas

1 Article rédigé en janvier 2017, NdE.

Índice de ilustraciones

Título Graphique 1 : L'organisation du marché de l'électricité
Leyenda Source : EPEX SPOT.
URL http://books.openedition.org/cirac/docannexe/image/1131/img-1.jpg
Archivo image/jpeg, 128k
Título Carte 1 : Marchés couverts par EPEX SPOT
Leyenda Source : EPEX SPOT.
URL http://books.openedition.org/cirac/docannexe/image/1131/img-2.jpg
Archivo image/jpeg, 176k
Título Tableau 1 : Prix de base (moyenne annuelle) sur les marchés de l'électricité en euros/MWh
Leyenda Source : EPEX SPOT.
URL http://books.openedition.org/cirac/docannexe/image/1131/img-3.jpg
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Título Graphique 2 : Modèle de « prime de marché » en Allemagne
Leyenda Sources : PwC, gestionnaire de réseau de transport. Analyse : EPEX SPOT.
URL http://books.openedition.org/cirac/docannexe/image/1131/img-4.jpg
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Título Tableau 2 : Puissance installée ayant recours à la vente directe selon le modèle de la « prime de marché »
Leyenda Source : Gestionnaires de réseau de transport. Analyse : EPEX SPOT.
URL http://books.openedition.org/cirac/docannexe/image/1131/img-5.jpg
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Título Graphique 3 : Courbes agrégées, 9 février 2016 entre 4 et 5 heures
Leyenda Source : EPEX SPOT.
URL http://books.openedition.org/cirac/docannexe/image/1131/img-6.jpg
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Título Tableau 3 : Volumes infra-journaliers sur le marché allemand (horaires et quart d'heure)
Leyenda Source : EPEX SPOT.
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Autor

Directeur Affaires publiques et communication, European Power Exchange – EPEX SPOT, Paris

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